Industrial production of natural gas: characteristics of competition in the european market

Промышленное производство природного газа в странах ЕС, согласно официальным данным Евростата, в период с 2001 по 2017 гг. сократилось практически в два раза, с 235 млрд м3, до 118 млрд м3. Основными причинами снижения газодобычи стало истощение месторождений в Великобритании, где объем добычи сократился в три раза, а также участившиеся землетрясения в Нидерландах (около 100 землетрясений в год), вынудившие власти пойти на крайние меры. Дело в том, что месторождение Гронинген, расположенное в Нидерландах, является крупнейшим из действующих в странах ЕС в настоящее время, и решение о значительном сокращении добычи далось нелегко. Тем не менее, сокращение промышленного производства происходит более быстрыми темпами, чем это ожидалось. Если в 2017 году объем добычи составил 24 млрд м3, то по итогам 2018 года не превысит и 20 млрд м3, в то время как планировалось выйти на 21,5 млрд м3. Для сравнения, в период с 2010 по 2013 гг. объем добычи природного газа на месторождении составлял, в среднем, 50 млрд м3. Ситуацию можно было бы исправить, но о перспективах добычи сланцевого газа, основные запасы которого находятся на территории Германии, энергетические компании, из-за серьезного сопротивления со стороны населения и общественных движений, даже не помышляют. На рисунке 1 представлены данные о промышленном производстве природного газа в странах ЕС в период с 2010 по 2017 гг.

Объе мы промышленного производства природного газа странами-чле нами ЕС, млрд. м3

Рис. 1 . Промышленное производство природного газа странами-членами ЕС

В таких условиях, зависимость Европы от поставок зарубежных энергоносителей постоянно растет, даже несмотря на сокращение объемов внутреннего потребления энергии [1]. Это объясняется стремлением стран ЕС не только сократить объемы потребления энергии, но и перейти на более чистое углеводородное топливо – природный газ, а также увеличить объемы, получаемые из возобновляемых источников. В итоге, структура потребления энергетических ресурсов стран Европейского Союза выглядит следующим образом – нефть, природный газ, уголь, атомная и гидроэнергия, другие виды возобновляемых источников энергии (ВИЭ). При этом, прослеживается четкая тенденция к переходу на экологически более чистые источники энергии, в первую очередь на природный газ и ВИЭ.

В результате, объем потребления природного газа, как и объемы экспорта стран ЕС, после нескольких лет сокращения, начиная с 2015 года, неуклонно растут. По итогам 2017 года, объем потребления природного газа всеми странами ЕС составил 469 млрд м3 [2]. К числу основных причин, побудивших страны Европейского Союза увеличить объемы закупок, можно отнести: длительные зимние периоды последних двух лет; опережающие темпы развития экономик отдельных стран ЕС; значительное снижение внутренней добычи газа практически на 50% в период с 2001 по 2017 гг.; переход на более «чистое» углеводородное топливо.

Растущий спрос на природный газ со стороны предприятий и домохозяйств дает основания с большой долей вероятности утверждать, что в ближайшей перспективе объемы потребления природного газа странами ЕС возрастут. Ключевыми поставщиками природного газа в страны ЕС, на долю которых приходится более 80% от общего объема закупаемого газа, являются Россия, Норвегия и Алжир.

Российский природный газ

По оценкам большинства специалистов, именно РФ обладает наибольшими доказанными запасами природного газа в мире – более 50 трлн м3. Согласно официальным статистическим данным, по итогам прошедшего года объем газодобычи в стране превысил отметку в 690 млрд м3. Лидером же остались Соединенные Штаты – более 775 млрд м3 по итогам 2017 года [3, 4]. Показательно, что, начиная с 2015 года, растет не только объем потребления природного газа странами-членами ЕС, но и поставки российского газа в Европу. На рисунке 2 представлены данные об объемах поставок российского природного газа в страны ЕС.

Объемы экспорта российского газа в страны ЕС,

Рис. 2. Объемы экспорта российского природного газа в страны ЕС, млрд м³ [2, 5]

Представленные данные подтверждают утверждение о том, что после нескольких лет сокращений, начиная с 2015 года, объемы поставляемого в страны Европейского Союза российского газа растут. В результате, по итогам 2017 года, доля российского газа на рынке стран ЕС достигла 34% (рис. 3).

Доля российского газа в общем объеме потребления природного газа странами ЕС, млрд. м3

Рис. 3. Доля российского газа в общем объеме потребления природного газа странами ЕС [2, 5]

Весьма показателен тот факт, что львиная доля российского газа добывается в суровых природноклиматических условиях Арктики. Лидером, как по общему уровню запасов, так и по объему добычи, остается Ямало-Ненецкий АО, на долю которого приходится более 70% (свыше 500 млрд м3) от совокупного объема добываемого в стране газа. Практически весь российский газ поставляется в Европу с помощью газопроводов, а суммарная протяженность Единой системы газоснабжения России превышает 170 тыс. км. Поскольку основными потребителями российского газа являются страны ЕС, для транспортировки арктического газа создан специальный «Северный коридор», а сам проект «Ямал – Европа», отнесен к приоритетным. Для того, чтобы добываемый на Ямале газ попадал в ЕСГ, построены несколько газопроводов: «Бованенково – Ухта», «Бованенково – Ухта 2», «Ухта – Торжок», «Ухта – Торжок 2», «Грязовец – Усть-Луга», «Грязовец – Выборг», «Северный поток» и «Северный поток 2». С их помощью удовлетворяются потребности в природном газе всего Северо-Запада России и стран Европейского Союза [6].

Российский СПГ

Единственным масштабным проектом СПГ, реализуемым в нашей стране, до ноября 2017 года был проект «Сахалин – 2». Проект был запущен в 2009 году ПАО «Газпром» и компанией «Shell». Производственные мощности проекта составили 9,5 млн тонн, однако позднее было принято решение об их увеличении до 11 млн тонн. Территориальная принадлежность проекта предопределила основной рынок сбыта – Азиатско-Тихоокеанский регион. Главным потребителем российского газа стала Япония, которая после трагических событий, произошедших на АЭС «Фукусима», остро нуждается в дополнительных источниках энергии. До запуска первой линии проекта «Ямал-СПГ», доля СПГ отечественного производства едва достигала 4%. Мощность запущенной первой линии составляет 5,5 млн тонн, правда уже к концу 2019 года должны быть запущены оставшиеся 3 линии совокупной мощностью 12 млн тонн. В случае своевременной реализации проекта, общая мощность крупнотоннажных российских СПГ достигнет отметки в 28 млн тонн в год, а это более 8% от общемирового рынка сжиженного природного газа [7, 8].

Как и предполагалось, весомым преимуществом СПГ из России будет его цена, которая, по оценкам специалистов, будет составлять 180 долларов за 1000 м3, при проводке газовозов по маршруту Северного морского пути (СМП) до порта прибытия Японии, в летнее время. Тут важно понимать, что, по оценкам аналитиков, цена американского СПГ, при транспортировке до берегов Японии, на 35-45% выше. Тем не менее, в зимнее время, с декабря по июнь, экспорт российского газа в рамках проекта возможен только в сопровождении ледоколов или же с использованием терминалов, которые расположены в Европе. Так, за первые четыре месяца реализации проекта было доставлено 15 партий СПГ общим объемом свыше 1 млн тонн, в терминал «Гейт», расположенный в Нидерландах. Еще 5 партий были доставлены в терминал «Montoir de Bretagne», расположенный во Франции. Развитие системы арктической транспортировки СПГ способствует реализации региональных приоритетов экономического развития России в Арктике [8, с. 41-45].

Для реализации столь масштабного проекта было заказано строительство пятнадцати ледокольных танкеров, которые способны осуществлять перевозки СПГ по трассе СМП. Планируется, что современные танкеры класса Arc 7, способные преодолевать лед толщиной до 2 метров, смогут самостоятельно осуществлять перевозку СПГ с июля по декабрь в восточном направлении и круглогодично в западном направлении. На конец весны 2018 года заказчику уже переданы некоторые танкеры – «Федор Литке», «Владимир Русанов», «Эдуард Толль», а первым, в марте 2017 года, на воду был спущен танкер «Christophe de Margerie», вместимость которого составляет свыше 172 тысяч м3. Остальные танкеры, предназначенные для реализации проекта «Ямал-СПГ», должны быть спущены на воду к 2020 году [9, 10]. В целом совершенствование морской транспортировки СПГ является неотъемлемой частью стратегии развития арктического газопромышленного комплекса [11].

Норвежский газ

Важнейшим экспортером природного газа в страны ЕС является Норвегия. По данным министерства энергетики, если не учитывать запасы России, то общий запас нефти и газа Норвегии составляет порядка 45% от общеевропейского. Ключевым экспортером является «EQUINOR» – государственная компания, которая до весны 2018 года называлась «STATOIL». Согласно данным официальной статистики, объем экспорта норвежского газа в страны ЕС по итогам 2017 года составил 123 млрд м3, что на 5,8% больше, чем годом ранее, и это рекордные показатели для Норвегии [12]. Подавляющая часть газа поставляется с помощью развитой системы газопроводов, соединяющих Норвегию со странами Европы, общая пропускная способность которой составляет 120 млрд м3, а протяженность превышает 8 тыс. км. По итогам 2017 года из 123 млрд м3 более 5,5 млрд м3 было экспортировано в виде СПГ. В результате, доля Норвегии на европейском рынке природного газа достигла 25% от общего объема потребления всеми странами членами ЕС [12].

В настоящее время большая часть норвежского газа добывается на двух крупнейших месторождениях «Snohvit» и «Troll». При этом, месторождение «Troll», расположенное в Северном море, является не только крупнейшим, но и наиболее возрастным, первая скважина была пробурена здесь еще в 1979 году. Периодически добыча на данном месторождении по техническим причинам приостанавливается, последняя остановка датирована 2016 годом, а ее продолжительность составила несколько месяцев. Тем не менее, в октябре 2016 года ограничение было снято, объем добычи увеличен более чем на 10%, с 29 до 33 млрд м3. Именно это и позволило Норвегии по итогам 2017 года выйти на рекордные показатели по добыче и экспорту природного газа. Основными импортерами норвежского газа исторически выступают Великобритания, Германия и Франция. На рисунке 4 представлены данные об общих объемах газа, экспортируемого Норвегией в страны Европейского Союза.

Доля норвежского газа в общем объеме потребления природного газа странами ЕС, млрд. м3

Рис. 4. Доля норвежского газа в общем объеме потребления природного газа странами ЕС [11, 12]

Из представленных данных видно, что в период с 2010 по 2017 гг. объем экспортируемого Норвегией в страны ЕС газа возрос на 22,5%. В результате доля норвежского газа на рынке стран ЕС увеличилась с 18,8% в 2010 году, до 25% по итогам 2017 г. Однако, согласно прогнозным данным аналитиков норвежского нефтяного директората, в 2018 и 2019 гг. ожидается сокращение добычи, как нефти, так и природного газа, в первую очередь из-за выработки газовых месторождений. Начиная с 2020 года прогнозируется рост добычи, в первую очередь, нефти, за счет ввода новых месторождений. В течение 2017 года Норвегией было пробурено 34 скважины, половина из них приходится на Баренцево море, где, по оценкам специалистов, находится большая часть неоткрытых запасов углеводородов. По итогам бурения было открыто 11 новых месторождений, для сравнения, в 2016 году их было 18. Тем не менее, все месторождения невелики и лишь некоторые из них могут принести прибыль.

Особые надежды возлагались норвежской стороной на месторождение «Johan Sverdrup», однако они оправдали себя не в полной мере. Запасы нефти оказались огромными – более 3 млрд баррелей, что сразу же сделало проект одним из самых больших в Норвегии за всю историю [14]. Что касается газа, то каких-либо крупных запасов в последние годы обнаружено не было. Аналитики уже неоднократно заявляли об отсутствии официальных данных со стороны нефтяного директората Норвегии о планируемых объемах добычи газа в стране после 2020 года. Как уже отмечалось, последние данные свидетельствовали о плановом снижении добычи в 2018-2019 гг. В результате, уже по итогам 2018 года, доля норвежского газа на рынке стран ЕС сократится. При этом сразу же возникает ряд вопросов: насколько сократится объем добычи газа в стране, какова будет доля норвежского газа на европейском рынке и кто восполнит недостающий объем в условиях роста объема потребления газа в Европе?

Таким образом, можно говорить о том, что в ситуации, когда потребление природного газа в странах ЕС постоянно растет, Норвегия не в состоянии не только увеличить объемы поставок, но и сохранить свою долю на рынке Европы (25%), что дает возможности потенциальным конкурентам – России, Алжиру и США для «захвата» части рынка. Остается только понять, какой из стран удастся выиграть конкурентную борьбу за освобождающуюся часть европейского рынка.

Алжирский газ

Важным игроком на энергетическом рынке стран Европейского союза является Алжир. Разведанные запасы природного газа в стране достигают отметки в 4,5 трлн м3, правда, по оценкам специалистов, реально извлекаемый объем составляет порядка 2,6 трлн м3. Кроме того, Алжир имеет развитую трубопроводную сеть, соединяющую его с Испанией и Италией, а также сеть СПГ-терминалов. Важно понимать, что функционирующие газопроводы «Мидкат», «Медгаз», а также «Магреб – Европа» суммарной пропускной способностью более 27 млрд м3, соединяющие Алжир с Испанией, а также газопровод «Трансмед» (36 млрд м3), связывающий страну с Италией, имеют далеко не 100% загрузку. Так, по итогам 2016 года, объем экспорта природного газа едва достиг отметки в 54 млрд м3.

Государственная компания «Sonatrach» является основным поставщиком углеводородов, а основными покупателями алжирского газа традиционно выступают Испания (порядка 50% от внутреннего потребления природного газа), Италия (более 25%), Португалия (от 45 до 50%) и Франция (до 15%). Несмотря на все заявления алжирской стороны о планах по увеличению объемов поставок природного газа в страны ЕС до 50-55 млрд м3 и СПГ – преимущественно в Турцию, Пакистан и другие азиатские страны в объеме от 40 до 45 млрд м3, в действительности ситуация выглядит менее оптимистично. Обладая внушительными запасами природного газа, Алжир не в состоянии в краткосрочной перспективе значительно увеличить объемы поставок, и причин тому несколько:

во-первых, «Sonatrach» не в состоянии увеличить объемы газодобычи. Дело в том, что практически все месторождения эксплуатируются в течение длительного периода времени (некоторые несколько десятилетий) и имеют высокий уровень выработки. А для разработки новых месторождений требуются значительные финансовые ресурсы, которых у Алжира просто нет. Руководство в течение нескольких лет пытается привлечь иностранные компании к разработке новых месторождений, однако ни российские ПАО «Газпром» и ПАО «Роснефть», ни французская «Тоталь», ни испанская «Repsol» не спешат вкладывать значительные средства в совместные проекты. Более того, ПАО «Роснефть» стремится продать свою долю в совместном проекте, который предполагал освоение таких месторождений как Северный Тесселит, Восточный и Западный Такуазет, считая его перспективность весьма сомнительной [15];

во-вторых, значительно возросло внутренне потребление природного газа, с 32 млрд м3 в 2010 году до 50 млрд м3 по итогам 2017 гг., по оценкам специалистов, к 2023 году оно может достигнуть отметки в 55 млрд м3. Внутренний спрос на газ распределяется следующим образом: 20% от общего объема использует в своей деятельности сама компания «Sonatrach», 41% – электростанции, 10% – предприятия промышленности и 29% – домашние хозяйства [16];

в-третьих, несмотря на то, что Алжир обладает значительными запасами сланцевого газа, извлекаемые объемы которого составляют порядка 19-20 трлн м3, разработка данных месторождений в ближайшей, а, скорее всего, и в среднесрочной перспективе не начнется. Подавляющая часть запасов сконцентрирована в восточной и центральной областях страны. В случае разработки этих месторождений, алжирская сторона могла бы не только удовлетворить возросший внутренний спрос на газ, но и значительно увеличить объемы поставок, как в азиатские страны, так и в страны Европейского Союза. В период с 2012 по 2015 гг. на сланцевых месторождениях силами компании «Sonatrach», при поддержке специалистов из Европы, проводились геолого-разведочные работы. Однако такая инициатива вызвала серьезное недовольство у местного населения, в ряде городов даже прошли массовые проте- сты. Необходимость применения технологии фрекинга (гидроразрыва), а также использование значительного количества пресной воды стало основной причиной недовольств. Компания заявляла о необходимости инвестирования в отрасль порядка 60-65 млрд долларов США, однако информации о том, сколько средств было вложено на самом деле, нет. Определенную заинтересованность в данном проекте выказывали европейские компании, однако власти арабских стран воспринимают народные протесты как серьезную опасность, и сразу же поспешили успокоить общественность, заявив, что это были лишь экспериментальные работы. Кроме того, по оценкам специалистов, добыча сланцевого газа в Алжире в 4 раза дороже, чем добыча традиционного газа.

Тем не менее, в апреле 2017 года А.У. Каддуром – ген. директором «Sonatrach» было сделано заявление о том, что компания планирует увеличить объем поставок природного газа в страны ЕС и уже заручилась поддержкой Франции, Италии и Испании. Более того, в заявлении прозвучала фраза о существующей договоренности с Брюсселем о том, что доля алжирского газа на рынке стран ЕС к 20222025 году возрастет до 13-15% [17]. Вскоре после прозвучавшего заявления появилась информация о заключении трехстороннего соглашения между испанской «Repsol», французской «Тоталь» и алжирской «Sonatrach» о совместной разработке газоконденсатного сухопутного месторождения Tin Fouye Tabnkoft. Соглашение рассчитано на 25 лет, причем планируется, что уже в ближайшие 6 лет французская и испанская стороны вложат более 320 миллионов долларов США для доведения и поддержания уровня добычи газа на месторождении, до отметки в 3 млрд м3 в год. При этом, алжирская сторона сохраняет контроль над своим активом.

Стоит также отметить, что французская компания работает в стране с 1952 года, а разрабатываемое месторождение является одним из самых крупных в стране, где добыча осуществляется с участием зарубежных компаний. Уже в марте этого года «Тоталь» начала добычу газа еще на одном алжирском месторождении – Timimoun, ожидается, что максимальный уровень добычи, 1,6 млрд м3 в год, будет достигнут в 2019-2020 гг. В декабре 2017 года начались работы по добыче природного газа на четырех из шести месторождений проекта Reggane Nord, планируется, что максимальный уровень добычи в 3 млрд м3 будет достигнут уже в 2020 гг. В целом реализация новых проектов – Timimoun и Reggane Nord, а также планируемого к запуску проекта Touat, по оптимистичным прогнозам аналитиков, позволит Алжиру увеличить объем добычи газа на 8,5-9 млрд м3 в год [17].

Реализация перечисленных проектов создает предпосылки для увеличения экспортного потенциала Алжира, и свидетельствует о том, что «Sonatrach» сможет нарастить поставки природного газа в страны ЕС в ближайшие 3-4 года. Тем не менее, несмотря на положительные тенденции развития газового сектора Алжира последних двух лет, обозначенные планы – увеличение доли алжирского газа на рынке ЕС до 15% к 2022 году невыполнимы: во-первых, в стране стремительными темпами растет внутреннее потребление природного газа; во-вторых, обозначенных объемов, даже если весь газ, который будет добываться в результате реализации этих проектов (максимальные объемы добычи будут достигнуты, начиная с 2020-2021 гг.) получится поставлять в Европу, этого не хватит для увеличения доли алжирского газа на рынке стран ЕС до 15%; в-третьих, увеличение цен на нефть повлекло за собой повышение цен и на алжирский газ, в результате, европейские страны в 2017 году остались недовольны итоговой отпускной ценой.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что Алжир, в отличие от Норвегии, в состоянии увеличить объемы поставок природного газа в страны ЕС в ближайшей перспективе, тем не менее, говорить о реальной конкуренции с ПАО «Газпром» или о значительном увеличении доли алжирского газа на европейском рынке не приходится. Объективности ради, стоит отметить локальные успехи Алжира, которые позволят, в ближайшие 3-4 года, удовлетворить возрастающий спрос на природный газ внутри страны, а также повысить объемы выручки от реализации дополнительных 5-6 млрд м3 газа в год на рынке стран Европейского союза.

Американский сжиженный природный газ

Потенциальным конкурентом ПАО «Газпром» в борьбе за европейский рынок природного газа может стать сжиженный природный газ из США. Еще 15 лет назад в такое было сложно поверить, США являлись крупнейшим импортером природного газа в мире. Однако ситуация изменилась кардинальным образом после того, как была разработана и успешно внедрена технология фрекинга, позволяющая извлекать нефть и газ сланцевых пород. Всего за несколько лет объем газодобычи в стране увеличился настолько, что США смогли не только удовлетворить внутренний спрос на газ, но и заявили о намерении выйти на внешние рынки. Стоит отметить, что, учитывая м естное законодательство, сделать это добывающие компании могут только с официального разрешения властей, которые поддержали эту инициативу. В результате, предназначенные для импорта природного газа терминалы стали переоборудоваться на экспорт, причем потрачено на эти цели было бол ее 65 млрд долларов США.

В настоящее время, ключевым э к спортером сжиженного природно г о газа в стр а не являетс я «Chenierе Energy». Ос н овные мощности комп а нии по сж и жению газ а располага ю тся на поб е режье Мек с иканского залива, макс и мальный объем произ в одства сос т авляет немногим боле е 18,5 млрд м³ газа в г о д. Тем не менее, в пла н ах компании к 2022 г о ду нарасти т ь объемы производст в а до 45-50 м лрд м³, а 5 0% из них поставлять в страны Европейского союза [18] . Несмотря на столь о п тимистичн ы е планы, р еальность оказывается куда более суровой, и по итогам 2 016 года объем экспо р та СПГ из С ША в стр а ны ЕС составил немногим более 500 млн м³. Основной причиной явилось то, что амери к анский газ не выдержал конкуренции со стороны Росс и и, Норвеги и и Алжир а . И даже н е смотря на четырехкр а тный рост объемов поставок по итогам 2017 года – 2,1 м лрд м³, перспективы США на р ы нке природного газа стран ЕС бл а гоприятными никак н е назовешь.

Останавливаясь на механизме г а зового це н ообразования в США, необходим о отметить, что он довольно прос т , основная цена на газ формирует с я на амер и канской би р же «HEN R Y HUB», и по итогам 2017 года средневзвешенная стоимость 1000 м ³ составил а 107 долла р ов. Далее в итоговую стоимость включаются : премия от биржевой с тоимости г а за в размере 15%; пла т а за сжиж е ние – 107 долларов за 1000 м³; стоимость доставки – 35-3 6 долларов з а 1000 м³ и регазифик а ция – 14 д о лларов. В р езультате, стоимость американского СПГ для стран ЕС в 2017 году с оставила 2 8 0 долларов США за 1 0 00 м³. Для сравнения, с т оимость российского г аза для ст р ан Европейского Сою з а в течени е прошлого года колебалась от 180 до 190 долларов за 1000 м³. Эт о еще раз подтверждае т , что поста в ки СПГ в с траны ЕС осуществля ю тся только благодаря контрактн ы м обязате л ьствам. Те м не менее , стоит от м етить, что количество с тран, покупающих ам е риканский СПГ, возр о сло с 14 в 2 016 году д о 26 в 2017. Представленные на рисунке 5 данные дают п редставле н ие о том, в какие рег и оны и в ка к ом объеме осуществл я лись пост а вки СПГ из США.

Рис. 5. Поставки сжиженного п риродного г а за из США в различные р егионы ми р а, млн тонн [ 19]

Получается, что основной об ъ ем амери к анского С ПГ в 201 7 году пр и шелся на Азиатско-Тихоокеанс к ий регион. По итогам прошлого г о да, рост о б ъемов пот р ебления С П Г только в Китае составил 47%, с 34 до 50 млрд м³. Основным и причинами увеличе н ия объемо в потребле н ия газа в стране стал перевод большинства п редприяти й с угля на г аз, а также стремлени е к улучше н ию эколог и ческой обстановки.

Статистические данные, представленные на рисунке 5, еще раз подтверждают тезис о том, что американский СПГ в Европе неконкурентоспособен [13], а основными рынками его сбыта являются Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) и Южная Америка. Причем, если по итогам 2017 года перспективы увеличения поставок на АТР, в частности, в Китай, были весьма осязаемы, то с середины 2018 года такой уверенности уже нет. Напряженные отношения между Китаем и США, приведшие к введению взаимных дополнительных пошлин в размере 10% на широкий ассортимент товаров, в том числе и СПГ, побудили «Поднебесную» сократить объемы закупок американского газа. Так, если за первые 5 месяцев 2018 года берегов Китая достигли 17 танкеров с американским СПГ, то по итогам следующих 3 месяцев их количество сократилось до 5. А поскольку американский газ и так был дороже российского, австралийского и катарского, введение дополнительных 10% пошлин, делает его и вовсе неконкурентоспособным.

Таким образом, можно говорить о том, стоимость американского СПГ делает его неконкурентоспособным не только на рынке стран ЕС, но и Китая – самого быстрорастущего рынка СПГ в мире. Кроме того, цена на российский газ является не единственным его преимуществом, в случае необходимости, как это было в зимние периоды 2016 и 2017 гг., значительно и в кратчайшие сроки увеличить объемы поставок природного газа в страны ЕС может только ПАО «Газпром». Это объясняется не только временем, которое потребуется для осуществления поставок американского СПГ (от 10 до 14 дней), нет никаких гарантий того, что он будет в наличии в необходимых объемах. К тому же, разница в ценах в зимние периоды может достигать 60%.

Заключение

Проведенный анализ потенциальных возможностей основных экспортеров природного газа показал, что удовлетворить возрастающий в странах ЕС спрос на природный газ может Российская Федерация. Именно Россия обладает не только необходимыми объемами данного вида углеводородного топлива, но и всей необходимой инфраструктурой для оперативного наращивания поставок, даже в кратчайшие сроки.

Работа выполнена в рамках темы № 0226-2018-0004 «Взаимодействие глобальных, национальных и региональных факторов в экономическом развитии Севера и Арктической зоны Российской Федерации» по госзаданию Министерства науки и высшего образования.