Диссертация (1155401), страница 12
Текст из файла (страница 12)
-Режим доступа:https://www.eia.gov/outlooks/aeo/data/browser/#/?id=42IEO2016&cases=Reference&sourcekey=0Согласно прогнозам Администрации энергетической информации США,добыча газа плотных коллекторов за счет 5 ключевых стран вырастет с текущих420 млрд куб. м до порядка 1300 млрд куб. м к 2040 г., достигнув 23%глобального прогнозного производства газа (Рисунок 11).В перспективе следующим технологическим прорывом после сланцевойреволюции может стать начало промышленной добычи газа метановыхгидратов. Сегодня основным центром создания и отработки технологийразведки и добычи газовых гидратов является Япония. Государственнаякомпания JOGMEC в консорциуме с японскими и американскими компаниямипроводят пробное бурение на офшорных месторождениях Нанкай (Япония),Маллик (Канада), на склонах Северной Аляски и в Мексиканском Заливе61с 1999 г.34 В марте 2013 г. при участии японских компаний JOGMEC и JAPEXвпервые была проведена успешная добыча газа в глубоких водах Chikyu, втечение 6 дней удалось достичь дебит скважины 20 тыс.
куб. м/сут., чтомногократнопревышалорезультатыпредыдущихпроектов35.Началопромышленной добычи газовых гидратов в Японии запланировано на 2018 г.1886310940199616523714023регионы, в которых были получены пробы газогидратовРисунок 12.
Средневзвешенная оценка ресурсов газовых гидратов в мире, трлнкуб. мИсточник: составлено автором по: Hydrate Energy International “Global ResourcePotential of Gas Hydrate” [Электронный ресурс] // The Energy lab., 2011. -Режимдоступа:https://www.netl.doe.gov/File%20Library/Research/Oil-Gas/methane%20hydrates/MHNews-2011-12.pdfВ долгосрочной перспективе может случиться кардинальное изменениецентров добычи и торговых газовых потоков: крупнейшие страны-потребители34International Gas Hydrate Research [Электронный ресурс] // US Department of energy.
–Режим доступа:https://energy.gov/sites/prod/files/2014/04/f14/International_Review_USGS_Collett%5B1%5D.pdf35Methane Hydrate Newsletter [Электронный ресурс] / Energy // NETL. -2013. -Режимдоступа:https://www.netl.doe.gov/File%20Library/Research/OilGas/methane%20hydrates/MHNews_2013_October.pdf62газа имеют перспективы стать новыми центрами добычи.
К их числу относятсяЯпония, Китай, Индия, США, Канада, Малайзия и пр. (Рисунок 12). В связи сэтим можно предположить следующие экономические и геополитическиеэффекты в случае успешного старта промышленной добычи газогидратов вбудущем:1. Уменьшение транспортного плеча от месторождения до конечногопотребителя, оптимизация логистических торговых потоков.2.
Повышение уровня энергетической безопасности импортозависимыхстран.3. Смягчение негативного воздействия на экологию и климат.4. Социальные выгоды в виде появления новых рабочих мест и созданиядополнительной стоимости.(3). Уже в среднесрочном периоде будут разблокированы значительныепроизводственные мощности газа Ирана. По объемам доказанных запасов(около 34 трлн куб. м) Иран уверенно занимает первую позицию в мире.Вследствие международных экономических санкций потенциал газодобычиэтой страны долгое время оставался нераскрытым.
Тем не менее, в течениепериода действия санкций добычу товарного газа удалось нарастить с 79 млрдкуб. м в 2002 г. до 185 млрд куб. м в 2015 г. за счет субсидирования внутреннегопотребления (экспорт газа был ограничен турецким направлением). Стоитотметить, что помимо товарного газа валовая добыча включает в себя 32 млрдкуб. м газа, используемого для закачки в нефтяные пласты, 15 млрд куб. мсжигаемого на факелах ПНГ и 23 млрд куб. м прочих потерь.Сегодня львиная доля добычи газа (порядка 40%) формируется в рамках13работающихфазнагигантскомместорожденииЮжныйПарс(географически объект охватывает территории Ирана и Катара). Приоритетнойцелью правительства является привлечение иностранных инвесторов дляразработкиоставшихся11этаповдлядостиженияпоставленнойправительством цели по удваиванию товарной добычи до 391 млрд куб.
м к632020 г.36 На данный момент эти этапы уже прошли стадию техникоэкономической оценки и были проведены геологоразведочные работы. Дляначала разработки начальный объем инвестиций в каждый этап долженсоставить около 1,5 млрд долл.37, а с момента произведения инвестиций перваядобыча может стартовать в течение 2-3 лет.146ИнвесторыИнвесторыФаза 11NIOC, ChineseCNPCФаза 18Iranian IDROGroup, IOECФаза 19Petropars; IranianIOECФаза 20National Iranian OilEngineering andConstructionCompany (IOEC)Фаза 2155MAPNA, SADRA,Petro PaydarФаза 13Фаза 22MAPNA, IOEC,Payandan Co, пр.подрядчикиФаза 14Фаза 23Фаза 17Фаза 24Iranian IDROGroup, IOEC2016-17Petro Sina Aria,SADRA2017-18Рисунок 13. Потенциал прироста среднегодовых мощностей добычи Ирана засчет запуска новых фаз месторождения Южный Парс, млрд куб.
мИсточник:составленоавторомпо:Post-sanctionIranianNaturalGas[Электронный ресурс] // Cedigaz “Post-sanction Iranian Natural Gas”, 2016. –Режимдоступа:http://sam.az/uploads/PDF/2015-16%20kitablar/POST%20SANCTION%20IRANIAN%20NATURAL%20GAS%20PRODUCTION%20AND%20EXPORT%20POTENTIAL%20CHALLENGES%20AND%20OPPORTUNITIES.pdf36Roberts J. Iran: Opportunities and Problems Await after Sanctions [Электронный ресурс] / J. Roberts// NATURALGAS WORLD. – Режим доступа: http://www.naturalgaseurope.com/iran-opportunities-and-problems-2781337The South Pars project promises to be one of the mainstays of Iran's gas policy going forward [Электронныйресурс] // The Business Year, 2011.
– Режим доступа: https://www.thebusinessyear.com/iran-2011/the-race-ison/focus64При своевременном начале добычи всех запланированных фазместорождения, прирост среднегодовых производственных мощностей к концу2018 г. может составить до 200 млрд куб. м (Рисунок 13). Помимо ЮжногоПарса, менее крупные офшорные газовые месторождения содержат 3,5 трлнкуб. м извлекаемых запасов (38,52 млрд куб. м добычи в год). В период 2006-07гг. правительство Ирана заключало buyback контракты38 на разработку фазместорождений с зарубежными компаниями Китая и Малайзии: CNOOС и SKS,однако большинство инвестиций до сих пор не были финализированы.Помимоофшорныхместорожденийиранскоеправительствопредложило международным нефтяным компаниям разработку 15 наземныхместорождений природного газа, начальный потенциал добычи которыхсоставляет около 29 млрд куб.
м в год.39Для того, чтобы увидеть высокую долю исполнения производственныхплановИрана,правительствупридетсяпредлагатьмеждународнымнефтегазовым инвесторам более благоприятные условия контрактов взаментрадиционным соглашениям обратного выкупа, что потребует определенноговремени. Так, в мае 2017 г.
Иран впервые выставил 49 нефтяных и газовыхместорождений на тендер по новому типу контракта – так называемому IPC(Iran Petroleum Contract). Его условия отличаются от предыдущего тем, чтозарубежные инвесторы имеют право собственности на определенную частьдобытых УВС и соответственно могут самостоятельно их маркетировать назарубежные рынки40. Кроме того, важным фактором неопределенностиявляетсявопросдальнейшейполитическойстабильностирегионаивозможности окупаемости новых проектов в условиях низких цен на газ.38Buyback контракт – соглашение обратного выкупа, предоставляющее инвестору только право навозмещение затрат с определённым процентом доходности.3916 facts about Iran Petroleum Contract, details of offered fields [Электронный ресурс] / Trend // site of TrendNews Agency, 2015. -Режим доступа: http://en.trend.az/iran/business/2465682.html40Iran says increasing oil output by 3 mb/d possible [Электронный ресурс] / Azernews // site of Azernews, 2017.
Режим доступа: https://www.azernews.az/region/113617.html65(4). Еще одной значимой причиной потенциального роста предложенияявляется планируемое расширение производства СПГ, приводящее кувеличению гибкости торговли и ускоренной глобализации газовых рынков.Основное количество природного газа, как и других углеводородныхсубстанций – нефти и нефтепродуктов (хоть и в меньшей степени),поставляется потребителям по трубопроводам как в России, так и за рубежом.Мировая система газопроводных магистралей имеет протяженность свыше 1млн км. Однако по сравнению с трубопроводной транспортировкой нефти,транспортировка газа значительно менее эффективна и обходится в 6-7 раздороже, чем транспортировка нефти с той же энергетической ценностью.Капитальныезатратынастроительствомагистральныхгазопроводовсоставляет в среднем 1 млн долл.
за 1 км. Для обеспечения процесса перекачкипримерно через каждые 200 км необходимо устанавливать компрессорныестанции для поддержания давления в газопроводе, потребляющие большоеколичество энергии.В результате для удаленного потребителя стоимость природного газасущественно превышает себестоимость его добычи.
Поэтому трубопроводнаятранспортировка природного газа на расстояние более 5 тыс. км считаетсянерентабельной.Сложность транспортировки природного газа серьезно влияет надинамику его добычи и потребления. Это основная причина, препятствующаявовлечению в промышленную эксплуатацию тысяч давно открытых мелкихместорождений во всем мире.Около 55 лет назад впервые была реализована технология сжиженияприродного газа с последующей его транспортировкой в танкере до терминалапо приему СПГ в стране назначения. Долгое время такой способ былдостаточно капиталоемким как для производителя, так и для потребителя.Однако за последние десятилетия ситуация на рынке СПГ начала кардинальноменяться.66С точки зрения экономики, сегодня СПГ-поставки становятсярентабельными, начиная с расстояния от 2,5 тыс.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
