При этом важно не допустить кризиса в работе угольных предприятий региона за счет обеспечения рационального соотношения цен на внутреннем рыке угля и газа, повышения производительности труда при переориентации части занятых на объекты газовой газоперерабатывающей и газохимической промышленности, введения специальных транспортных тарифов при поставках угля на сверхдальние расстояния.
Природно-экологический эффект будет заключаться в: улучшении экологической обстановки в охватываемом регионе в целом, включая воздушные, лесные и водные природные массивы, в результате газификации, техногенном воздействии на среду обитания животных и растений, появлении новых рисков, связанных со строительством и эксплуатацией объектов производственной и транспортной инфраструктуры.
Особое внимание следует уделять охране пресных подземных вод при проходке и испытании скважин, а также при захоронении в глубокие горизонты попутных подземных вод с высокой минерализацией. При ликвидации последствий аварий на магистральных газопроводах следует предусмотреть мероприятия, направленные на охрану подземных вод. На всем протяжении трассы газопровод будет оказывать воздействие на расселение и сезонные перемещения животных, на отдельных участках – их миграции. Для сохранения биоразнообразия необходимо обеспечить максимальное сохранение структуры обитания фауны и редких животных. Следует оценивать техногенное воздействие и следить за состоянием не отдельных компонентов, не отдельных видов животного или растительного мира, а всей системы в целом. Территория проектируемого освоения является самым крупным массивом кедровых лесов в Иркутской области и самым крупным массивом малонарушенных лесов в центральной её части, исключая север Иркутской области. Эти леса в основном отнесены к категории орехопромысловых зон и представляют собой особо ценные природные комплексы.
Прогностическая оценка внутренних и внешних рынков газа с учетом геополитических факторов, продуктов нефтехимии
, гелия и т. д. с учетом возможностей поставок с КГКМ
Внутренний рынок газа. В зависимости от направления формирования газопроводной системы в Восточной Сибири целевыми рынками, газа добываемого в Иркутской области, могут стать регионы Сибирского и Дальневосточного федерального округов (СФО и ДФО), либо потребители европейской части России, подключенные к Единой системе газопроводов РФ (ЕСГ). При строительстве экспортного газопровода из Восточной Сибири в страны АТР газ будет поступать в регионы СФО, при сооружении трубопровода из Иркутской области до Проскоково газ будет поступать в ЕСГ и распределяться российским потребителям, подключенным к этой системе.
Основными центрами потребления газа в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах являются юг Западной Сибири (Омская, Новосибирская, Кемеровская и Томская области, Алтайский край и Республика Алтай), Иркутская область, Красноярский край, Забайкалье (Республика Бурятия и Читинская область) и субъекты Дальневосточного ФО. В настоящее время в топливно-энергетическом балансе этих регионов доминирует уголь, если проекты газификации Восточной Сибири и Дальнего Востока будут реализованы, в энергетических балансах восточных районов России значительно повысится роль газа. Частичная замена угля повысит стабильность работы и экологическую безопасность этих энергетических систем, позволит развить нефте - и газохимию. Вместе с тем, нельзя не учитывать, что, ввиду занятости значительной части населения в угольной отрасли и недопустимости дальнейшего снижения уровня добычи угля в России в целом, замена в энергобалансе угля газом должна производиться очень осторожно.
В 2005 г. на юге Западной Сибири использование газа находилось на уровне 10 млрд м3. Относительно высокое потребление природного газа в этом регионе связано с прохождением на этой территории магистральных газопроводов «Парабель–Кузбасс», «Усть-Балык-Омск», «Новосибирск–Барнаул–Троицкое». В перспективе системе энергообеспечения юга Западной Сибири ожидается опережающий рост использования газа (табл. 2.1.). Будет происходить вытеснение мазута из тепло - и электроэнергетики за счет перевода на газ и увеличения использования угля на новой технологической основе. Продолжится газификация коммунально-бытового сектора и промышленности. Также будет увеличиваться использование природного газа в качестве моторного топлива. Согласно прогнозу потребление газа составит в 2010 г. 13,2 млрд м3, в 2020 г. – 18, млрд м3, в 2030 г. – 22,9 млрд м3. Спрос на газ будет полностью удовлетворяться за счет поставок из Ямало-Ненецкого автономного округа и Томской области.
Таблица 2.1. Прогноз потребления природного газа в Сибирском и Дальневосточном федеральных округах до 2030 г., млрд м3 | ||||||
2005 | 2010 | 2015 | 2020 | 2025 | 2030 | |
14,9 | 20,7 | 25,9 | 31,1 | 34,8 | 38,6 | |
Юг Западной Сибири | 10,7 | 13,2 | 15,6 | 18,0 | 20,5 | 22,9 |
Красноярский край | 4,2 | 6,3 | 8,3 | 10,4 | 11,5 | 12,5 |
- | 0,8 | 0,9 | 1,0 | 1,0 | 1,1 | |
Забайкалье | - | 0,5 | 1,1 | 1,7 | 1,9 | 2,1 |
Дальневосточный федеральный округ | 6,4 | 9,3 | 12,1 | 15,0 | 18,8 | 22,5 |
В настоящее время потребление природного газа в Красноярском крае составляет около 4 млрд м3. Основная часть газа добывается и используется на севере Красноярского края в районе Норильского промышленного узла. В дальнейшем в средне - и долгосрочной перспективе в Красноярском крае прогнозируется быстрый рост использования газа, прежде всего в промышленно развитых южных районах края. Часть существующих электростанций будет переведена на газовое топливо, кроме того, будут развиваться промышленные объекты по производству газохимии. Будет проведена газификация коммунально-бытового сектора и промышленности, что позволит решить ряд социальных и экономических проблем, улучшить экологическую ситуацию в крае, особенно, в крупнейших промышленных центрах. Согласно прогнозу потребление газа в крае возрастет к 2010 г. до 6,3 млрд м3, к 2020 г. – до 10,4 млрд м3, к 2030 г. – до 12,5 млрд м3. Спрос на газ будет удовлетворяться за счет поставок из месторождений, расположенных в Таймырском и Эвенкийском автономных округах Красноярского края и, частично, из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа и Томской области.
На сегодняшний день в Республиках Тыва и Хакасия сетевой природный газ не потребляется. Однако за пределами гг. по мере формирования инфраструктуры по поставкам сетевого природного газа возможно начало его использования в этих регионах. Здесь также как и в других субъектах федерации Восточной Сибири будет происходить частичное вытеснение мазута из тепло - и электроэнергетики за счет перевода на газ и увеличения экологически безопасного использования угля. Будет проведена газификация коммунально-бытового сектора и промышленности, что позволит решить ряд социальных и экономических проблем, улучшить экологическую ситуацию в населенных пунктах этих республик. Согласно прогнозу потребление газа в Республиках Тыва и Хакасия возрастет к 2010 г. до 0,8 млрд м3, к 2020 г. – до 0,81 млрд м3, в 2030 г. – 0,92 млрд м3. Спрос на газ будет удовлетворяться в основном за счет поставок из месторождений, расположенных в Красноярском крае и Иркутской области.
Начало использования сетевого природного газа в Забайкалье произойдет после завершения строительства газопровода
из Иркутской области. К этому времени в регионе должна быть создана инфраструктура по распределению и использованию газового топлива. Будет происходить вытеснение мазута из тепло - и электроэнергетики за счет перевода на газ и увеличения использования угля на новой технологической основе. Будет проведена газификация коммунально-бытового сектора и промышленности, что позволит решить ряд социальных и экономических проблем, улучшить экологическую ситуацию в регионе. Согласно прогнозу потребление газа в Забайкалье составит в 2010 г. 0,42 млрд. м3, в 2020 г. – 1,39 млрд. м3, в 2030 г. – 1,74 млрд. м3. Спрос на газ будет удовлетворяться в основном за счет поставок из месторождений, расположенных в Красноярском крае, Иркутской области и Республике Саха.
В средне - и долгосрочной перспективе в Иркутской области прогнозируется быстрый рост энергопотребления, что обусловлено общеэкономическим подъемом и дальнейшим развитием традиционных для региона (металлургия, нефтепереработка, химия) и новых (нефтегазодобыча) энергоемких отраслей промышленности использования газа. В условиях наличия значительного гидроэнергетического потенциала рост спроса на газ будет происходить за счет вытеснение мазута из тепло - и электроэнергетики, развития химической промышленности, газификация коммунально-бытового сектора и промышленности, развития инфраструктуры газомоторного топлива. Часть добываемого в области газа будет расходоваться для прокачки в другие регионы страны и на экспорт. Согласно прогнозу потребление газа в области возрастет к 2010 г. до 6,25 млрд м3, к 2020 г. – до 10,42 млрд м3, к 2030 г. – до 12,5 млрд м3. потребности в газе в области будут полностью удовлетворяться за счет собственной добычи, при этом систему газообеспечения будут поступать транзитные объемы газа из месторождений, расположенных в Красноярском крае.
Прогнозируется, что в средне - и долгосрочной перспективе в системе энергообеспечения Дальнего Востока будет происходить опережающий рост использования газа. Продолжится газификация коммунально-бытового сектора и промышленности. Также будет увеличиваться использование природного газа в качестве моторного топлива. Согласно прогнозу потребление газа составит в 2010 г. 11,1 млрд м3, в 2020 г. – 18, млрд м3, в 2030 г. – 27 млрд м3. Спрос на газ будет удовлетворяться в основном за счет поставок из месторождений, расположенных на шельфе о-ва Сахалин, в Республике Саха, в Иркутской области и Красноярском крае, частично, для местных нужд за счет добычи в Камчатской области.
Таким образом, целевым рынком сбыта газа месторождений Ангаро-Ленской ступени могут быть Иркутская область, Забайкалье и Республика Хакасия. Кроме того, при строительстве магистрального газопровода из Иркутской области до Проскоково газ добываемый в Иркутской области будет поступать в Единую газопроводную систему России.
Внешний рынок газа. При сооружении экспортного трубопровода из Восточной Сибири в страны АТР целевыми рынками могут стать Китай, Корея, Япония. При строительстве газопровода из Иркутской области до Проскоково экспортным рынков станет Европа.
Ожидается, что в Китае будет происходить опережающий рост потребления газа и моторного нефтяного топлива. Однако, наиболее быстрыми темпами будет развиваться спрос на газ, что обусловлено экологическими, технологическими и экономическими факторами. Согласно прогнозам мировых энергетических агентств значение этого показателя в 2010 г. может составить 60-70 млрд. м3, в 2020 г. – 100-155 млрд м3, в 2030 г. – 110-260 млрд м3 (табл. 2.2.).
Таблица 2.2. Прогноз потребления газа в Китае до 2030 гг., млрд м3 | ||||
2005 | 2010 | 2020 | 2030 | |
ИГНГ СО РАН, 2006 | 44,0 | 61,0 | 155,0 | 260,0 |
EIA, 2005 | 44,0 | 60,5 | 145,4 | 185,2 |
RIIA, 2005* | 44,0 | 64,4 | 101,9 | 111,4 |
AGPRC** | 44,0 | 72,5 | 155,0 | 260,0 |
* Royal Institute of International Affairs | ||||
**Secretary General of Asia Gas and Pipeline Research Centre |
По данным Asia Gas and Pipeline Research Center of China опережающим ростом будет увеличиваться потребление газа в энергетике, доля которого в 2010 г. может составить 32,3 % (табл.2.3.).
В то же время будет интенсивно расти доля потребления этого энергоносителя в коммунально-бытовом хозяйстве. Несмотря на то, что рост использования газа в химии и промышленности также будет наблюдаться, доля его использования в этих секторах экономики сократится. В связи с относительно низким потреблением газа в Северо-Восточной части Китая, Бохайском кольце, а также в Дельте Янзы опережающим ростом будет расти использование этого энергоносителя в этих регионах (табл. 2.4.).
Таблица 2.3. Прогноз структуры спроса на газ в Китае в гг., млрд м3 | ||||||||
2005 | 2010 | 2015 | 2020 | |||||
млрд м3 | % | млрд м3 | % | млрд м3 | % | млрд м3 | % | |
Энергетика | 12,2 | 27,8 | 23,4 | 32,3 | 49,9 | 32,2 | 84,5 | 32,5 |
Химия | 9,9 | 22,4 | 12,3 | 17 | 25,6 | 16,5 | 41,6 | 16 |
Промышленность | 10,9 | 24,8 | 15,2 | 21 | 32,4 | 20,9 | 53,8 | 20,7 |
Коммунально-бытовое хозяйство | 11 | 25 | 21,5 | 29,7 | 47,1 | 30,4 | 80 | 30,8 |
Всего | 44 | 100 | 72,5 | 100 | 155 | 100 | 260 | 100 |
Таблица 2.4. Прогноз спроса на газ в Китае c дифференциацией по регионам до 2020 гг., млрд м3 | ||||||||
2005 | 2010 | 2015 | 2020 | |||||
млрд м3 | % | млрд м3 | % | млрд м3 | % | млрд м3 | % | |
Юго-Западная часть Китая | 7,3 | 16,7 | 8,3 | 11,4 | 15,8 | 10,2 | 23,6 | 9,1 |
Юго-Восточная часть Китая | 7,0 | 15,9 | 13,0 | 17,9 | 28,3 | 18,3 | 41,7 | 16,0 |
Дельта Янзы | 5,8 | 13,2 | 10,2 | 14,0 | 24,0 | 15,5 | 44,9 | 17,3 |
Бохайское кольцо | 5,6 | 12,8 | 13,2 | 18,3 | 28,5 | 18,4 | 49,6 | 19,1 |
Центрально-Южная часть Китая | 5,4 | 12,3 | 7,2 | 9,9 | 17,0 | 11,0 | 31,3 | 12,1 |
Северо-Западная часть Китая | 5,2 | 11,8 | 6,0 | 8,3 | 12,2 | 7,9 | 20,2 | 7,8 |
Северо-Восточная часть Китая | 5,1 | 11,5 | 10,8 | 14,9 | 21,7 | 14,0 | 35,7 | 13,7 |
Центрально-Западная часть Китая | 2,6 | 5,8 | 3,8 | 5,2 | 7,4 | 4,8 | 13,0 | 5,0 |
Всего | 44,0 | 100,0 | 72,5 | 100,0 | 155,0 | 100,0 | 260,0 | 100,0 |
По прогнозу ИГНГ СО РАН потребление газа в Китае в 2010 г. может составить около 60 млрд. м3, в 2020 г. – 155 млрд. м3, в 2030 г. – 260 млрд. м3. Открытия в последние годы в Таримском и Ордосском бассейнах, а так же в Бохейванском заливе ряда крупных газовых месторождений (Дина, Сулигэ, Лунегу, Корла и др.) не позволяют ни сейчас, ни в будущем удовлетворить потребности Китая в этом виде топлива. Однако это стимулирует создание инфраструктуры газообеспечения (трубопроводы, ТЭЦ с использованием газа, в качестве топлива, газораспределительные сети и др. установки), что в долгосрочной перспективе будет стимулировать рост импортных поставок.
По прогнозам мировых энергетических агентств, а так же крупнейших национальных нефтегазовых компаний (PetroChina, Sinopec) добыча газа в 2010 г. может составить 71-78 млрд. м3, в 2020 г. – 94-106 млрд. м3, в 2030 г. – 115-121 млрд. м3. По прогнозу ИГНГ СО РАН значение этого показателя в 2010 г. составит 55 млрд. м3, в 2020 г. – 75 млрд. м3, в 2030 г. 90 млрд. м3 (табл. 2.5.).
Таблица 2.5. Прогноз добычи газа в Китае до 2030 гг., млрд м3 | ||||
2005 | 2010 | 2020 | 2030 | |
ИГНГ СО РАН, 2006 IPGG SB RAS, 2006 | 40,0 | 55,0 | 75,0 | 90,0 |
CNPC, 2005* | 40,0 | 78,0 | 106,7 | 121,0 |
RIIA, 2005** | 40,0 | 71,7 | 94,6 | 115,2 |
* China National Petroleum Corporation | ||||
** Royal Institute of International Affairs |
Нетто-импорт может составить в 2010 г. 29 млрд. м3, в 2020 г. – 120 млрд. м3, в 2030 г. – 247 млрд. м3 (табл.2.6.).
Таблица 2.6. Прогноз нетто-импорта газа в Китай до 2030 гг. (прогноз ИНГГ СО РАН, 2006), млрд м3 | ||||
2005 | 2010 | 2020 | 2030 | |
Добыча | 45,0 | 55,0 | 75,0 | 90,0 |
Потребление | 44,0 | 61,0 | 155,0 | 260,0 |
Нетто-импорт | -1,0 | 6,0 | 80,0 | 170,0 |
Анализ ресурсных, технических и экономических возможностей по созданию инфраструктуры и возможностей поставок сжиженного природного газа из Индонезии, Австралии, Малайзии, Катара и др. стран указывает на то, что для обеспечения устойчивой работы энергетики и транспорта Китай будет вынужден покупать значительные объемы сетевого газа из России. В настоящее время руководство этой страны приняло концепцию развития национальной газовой отрасли, составной частью которой стало подписание протокола с Россией о закупках 20 млрд. м3. Ожидается, что в долгосрочной перспективе ввиду отсутствия возможностей крупномасштабных поставок этого вида топлива из других стран, возможно наращивание экспорта газа из России до 50 млрд. м3 в год.
В то же время китайское руководство подтвердило намерение заключить с Индонезией, Австралией и Малайзией договор на импорт сжиженного природного газа. Поставки могут начаться после гг. В долгосрочной перспективе крупными поставщиками СПГ в Китай станут страны Персидского залива, обладающие значительными объемами доказанных запасов газа и перспективами наращивания инфраструктуры по экспорту этого вида сырья. Согласно информации Qatar Gas компания намерена через 10 лет увеличить объем экспорта сжиженного природного газа с 14 до 40 млн. т в год. Основными покупателями станут Китай, Корея, Индия и ряд европейских стран. Таким образом, поставки газа из Катара в 2030 г. могут составить 35-40 млрд. м3, из Ирана – 20-25 млрд. м3, из Саудовской Аравии, ОАЭ и Кувейта по 10-15 млрд. м3, из Омана – 5-10 млрд. м3.
Таким образом, в долгосрочной перспективе (после 2010 г.) Китай будет значительно наращивать объем потребления газа, в первую очередь за счет импорта. Импорт возрастет в в 2020 г. – 80 млрд. м3, в 2030 г – 170 млрд. м3. Поставки из других регионов могут удовлетворить лишь часть импортного спроса Китая. Ожидается, что емкость китайского рынка для импорта Российского газа составит в 2015 г. – 10 млрд. м3, в 2020 г. –20 млрд. м3, в 2030 г. – 30-50 млрд. м3.
В настоящее время потребление газа в Южной Корее полностью удовлетворяется за счет импортных поставок сжиженного природного газа. В 2005 г. основная часть поставок осуществлялась из Катара в объеме 9,3 млрд. м3 (в переводе на исходное вещество), из Индонезии – 8,5 млрд. м3, Омана – 7,0 млрд. м3, Малайзии – 7,3 млрд. м3.
Согласно прогнозу американского энергетического агентств EIA значение этого показателя в 2010 г. может составить 46 млрд. м3, в 2020 г. – 84 млрд. м3, в 2030 г. – 111 млрд. м3 (табл. 2.7.). По прогнозу ИГНГ СО РАН потребление газа в Южной Корее в 2010 г. может составить 40 млрд м3, в 2020 г. – 55 млрд м3, в 2030 г. – 90 млрд м3. Значительная часть тепло - и электроэнергетики Южной Кореи использует в качестве топлива мазут.
Таблица 2.7. Прогноз потребления газа в Южной Кореи до 2030 гг., млрд м3 | ||||
2005 | 2010 | 2020 | 2030 | |
ИГНГ СО РАН, 2006 IPGG SB RAS, 2006 | 34,8 | 40,0 | 55,0 | 90,0 |
EIA, 2005 | 34,8 | 46,2 | 84,7 | 111,7 |
С целью диверсификации использования энергоносителей в этом секторе экономики, чтобы обезопасить себя от возможных срывов поставок нефти и нефтепродуктов из Персидского залива и улучшить экологическую ситуацию в стране часть электростанций будет переведена на газ. Кроме того, планируется использования газа в качестве моторного топлива на части транспорта, главным образом муниципального. Бензин и дизельное топливо будут заменены газом. Демонополизация корейской газовой промышленности и реструктуризация национальной газовой компании COGAS также создаст благоприятные возможности для дальнейшего эффективного развития этого сектора экономики. Несмотря на то, что Корея приглашает иностранные сервисные компании, такие как Halliburton, для проведения геологоразведочных работ, ожидая открытия значительных запасов нефти и газа, эксплуатация которых по информации Korea National Oil Corp. сможет удовлетворить до 10 % спроса на эти виды энергоносителей, прогнозы ИГНГ СО РАН более осторожные. Нетто-импорт в 2010 г. в этой стране может составить не менее 40 млрд. м3, в 2020 г. – 55 млрд. м3, в 2030 г. – 90 млрд. м3 (табл. 2.8).
Таблица 2.8. Прогноз нетто-импорта газа в Южную Корею до 2030 гг. (прогноз ИГНГ СО РАН, 2006), млрд м3 | ||||
Показатель / Год | 2001 | 2010 | 2020 | 2030 |
Добыча | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
Потребление | 34,8 | 40,0 | 55,0 | 90,0 |
Нетто-импорт | 34,8 | 40,0 | 55,0 | 90,0 |
С целью обеспечения гарантированного импорта газа Южная Корея заинтересована в строительстве газопровода из России. Ожидается, что экспорт сетевого природного газа из РФ после 2010 г. может составить 10 млрд м3, в 2020 г. – 15 млрд. м3, в 2030 г. – 20 млрд. м3. Однако основным способом поставок газа в Корею останется СПГ. Компания COGAS приобрела доли в СПГ – проектах в Катаре и Омане, поэтому экспорт из этих ближневосточных стран будет доминировать на корейском рынке, наряду с поставками из Индонезии, Малайзии и Брунея. Строительства завода по сжижению природного газа на Сахалине позволит России выйти на корейский газовый рынок. Объем поставок из РФ СПГ в 2010 г. может составить 2 млрд. м3, в 2020 г. – 6 млрд. м3, в 2030 г. – 10 млрд. м3.
Таким образом, ввиду отсутствия собственной ресурсной углеводородной базы и опережающего роста потребления газа в области электроэнергетики, транспорта и коммунально-бытовой сферы Корея будет значительно наращивать объем использования газа. Импорт возрастет в 2010 г. до 40 млрд м3, в 2020 г. – 55 млрд м3, в 2030 г – 90 млрд м3. Поставки из других регионов могут удовлетворить лишь часть импортного спроса Кореи. Ожидается, что емкость корейского рынка для импорта российского природного газа составит после 2010 г. – 12 млрд м3, в 2020 г. – 21 млрд м3, в 2030 г. – 30 млрд м3, в том числе импорт сетевого газа после 2010 г. – 10 млрд м3, в 2010 – 15 млрд м3, в 2020 – 20 млрд м3; сжиженного газа в 2010 г. – 2 млрд м3, в 2020 г. – 6 млрд м3, в 2030 г. – 10 млрд м3.
В настоящее время в Японии ведется незначительная добыча газа в объеме 2,5 млрд. м3, однако основная часть потребляемого газа удовлетворяется за счет импорта СПГ. Япония – крупнейший импортер СПГ в мире. В 2001 г. импорт составил 76,5 млрд м3 значительная часть поставок осуществлялась из Индонезии в объеме 24,7 млрд. м3 (в переводе на исходное вещество), Малайзии – 15,7 млрд. м3, Австралии – 10,1 млрд. м3, Катара – 8,3 млрд. м3, Брунея – 8,2 млрд. м3 и других регионов (табл. 2.9).
Таблица 2.9. Газообеспечение в Японии в 2005 г., млрд. м3 | |
Добыча | 2,5 |
Потребление | 79,0 |
Импорт | 76,5 |
Сетевой газ | 0,0 |
Сжиженный газ | 76,5 |
Индонезия | 24,7 |
Малайзия | 15,7 |
Австралия | 10,1 |
Катар | 8,3 |
Бруней | 8,2 |
ОАЭ | 6,9 |
США | 1,8 |
Оман | 0,8 |
По прогнозу ИГНГ СО РАН потребление газа в Японии в 2010 г. может составить 90 млрд. м3, в 2020 г. – 110 млрд. м3, в 2030 г. – 130 млрд. м3 (табл.2.10). Значительная часть тепло - и электроэнергетики Японии использует в качестве топлива мазут. С целью диверсификации использования энергоносителей в этом секторе экономики и защиты себя от возможных срывов поставок нефти и нефтепродуктов из Персидского залива, улучшения экологической ситуации в стране при значительной плотности населения, часть электростанций будет переведена на газ.
Таблица 2.10. Прогноз потребления газа в Японии до 2030 гг., млрд м3 | ||||
Показатель / Год | 2005 | 2010 | 2020 | 2030 |
ИГНГ СО РАН, 2006 IPGG SB RAS, 2006 | 79,0 | 90,0 | 110,0 | 130,0 |
EIA, 2005 | 79,0 | 91,2 | 118,5 | 139,8 |
TGC, 2005* | 79,0 | 79,8 | 91,0 | 93,8 |
* Tokyo Gas Co |
В виду отсутствия значительных запасов газа в перспективе ожидается некоторое снижение добычи газа в Японии с 2,5 до 1,5 млрд. м3. Нетто-импорт в 2010 г. в этой стране может составить не менее 88 млрд. м3, в 2020 г. – 108 млрд. м3, в 2030 г. – 128 млрд. м3 (табл. 2.11).
Таблица 2.11. Прогноз нетто-иморта газа в Японию до 2030 гг. (прогноз ИГНГ СО РАН, 2006), млрд м3 | ||||
2005 | 2010 | 2020 | 2030 | |
Добыча | 2,5 | 2,5 | 2 | 1,5 |
Потребление | 79,0 | 90 | 110 | 130 |
Нетто-импорт | 76,5 | 87,5 | 108 | 128,5 |
С целью обеспечения гарантированного импорта газа и диверсификации поставок Япония заинтересована в строительстве газопровода с шельфовых месторождений проекта “Сахалин-1”, в котором японские компании Itochu и Marubeni имеют свою долю. Японские совладельцы консорциума признали экономическую и техническую целесообразность строительства газопровода диаметром 700 мм с начальной пропускной способностью 8 млрд. м3 с началом поставок в 2008 г. от сахалинского шельфа до полуострова Босо, прилегающего к Большому Токио. Ожидается, что экспорт сетевого природного газа из РФ после 2010 г. может составить 8 млрд. м3, в 2020 г. – 10 млрд. м3, в 2030 г. – 10 млрд. м3. Однако основным способом поставок газа в Японию останутся морские поставки СПГ. Японские компании приобрели доли в СПГ–проектах в Катаре, поэтому в перспективе экспорт из этой страны будет расти, продолжится импорт и из других ближневосточных стран (Бруней, ОАЭ, Оман и др.). Доминировать на японском газовом рынке будут поставщики из азиатско-тихоокеанского региона, такие как Индонезия, Малайзия и Австралия, долгосрочные контракты на поставку сжиженного природного газа, с которыми уже подписаны. Объем поставок СПГ из РФ в 2010 г. может составить 5 млрд. м3, в 2020 г. – 5 млрд. м3, в 2030 г. – 5 млрд. м3.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
