ПАО Газпром. Ежеквартальный отчёт за 2 квартал 2014 года - часть 3

2.3.3. Обязательства эмитента из обеспечения, предоставленного третьим лицам

Единица измерения: тыс. руб.

Наименование показателя

2014, 6 мес.

Общая сумма обязательств эмитента из предоставленного им
обеспечения

346 311 511

Общая сумма обязательств третьих лиц, по которым эмитент предоставил
обеспечение в том числе в форме залога или поручительства, с учетом
ограниченной ответственности эмитента по такому обязательству
третьего лица, определяемой исходя из условий обеспечения и
фактического остатка задолженности по обязательству третьего лица

346 311 511

Обязательства эмитента из обеспечения, предоставленного за период с даты начала текущего финансового
года и до даты окончания отчетного квартала третьим лицам, в том числе в форме залога или
поручительства, составляющие не менее 5 процентов от балансовой стоимости активов эмитента на дату
окончания последнего завершенного отчетного периода, предшествующего предоставлению обеспечения:

Указанные обязательства в данном отчетном периоде не возникали.

Дополнительная информация:
Данные об общей сумме обязательств ОАО «Газпром» из предоставленного им обеспечения, в том
числе об общей сумме обязательств третьих лиц, по которым эмитент предоставил третьим
лицам обеспечение, в том числе в форме залога или поручительства приведены по состоянию на дату
окончания соответствующего отчетного периода.

2.3.4. Прочие обязательства эмитента

Прочих обязательств, не отраженных в бухгалтерской (финансовой) отчетности, которые могут
существенно отразиться на финансовом состоянии эмитента, его ликвидности, источниках
финансирования и условиях их использования, результатах деятельности и расходов, не имеется.

2.4. Риски, связанные с приобретением размещаемых (размещенных) эмиссионных
ценных бумаг

Политика эмитента в области управления рисками:

В настоящее время в целях обеспечения устойчивого развития ОАО «Газпром» и улучшения качества
принятия решений в Компании проводится работа по совершенствованию корпоративной системы
управления  рисками.  Основные  задачи  по  формированию  системы  риск-менеджмента  изложены  в
Плане  мероприятий  по  развитию  корпоративной  системы  управления  основными  рисками
ОАО «Газпром».

Управление  рисками  ОАО  «Газпром»  в  рамках  единой  корпоративной  системы  определяется  как
непрерывный  циклический  процесс  принятия  и  выполнения  управленческих  решений,  состоящий  из
идентификации и оценки рисков, реагирования на риски, контроля эффективности и  планирования
деятельности  по  управлению  и  мониторингу  рисков,  встроенный  в  общий  процесс  управления
Компанией,  направленный  на  оптимизацию  величины  рисков  в  соответствии  с  интересами
ОАО «Газпром», и распространяющийся на все области его практической деятельности.

2.4.1. Отраслевые риски

В  случае  возникновения  одного  или  нескольких  из  перечисленных  ниже  рисков,  ОАО  «Газпром»
предпримет  все  возможные  меры  по  минимизации  негативных  последствий.  Для  нейтрализации
части  рисков  Эмитентом  предпринят  ряд  мер  защиты,  в  большей  степени  связанных  с
реализацией производственной программы Эмитента, и разработаны возможные мероприятия по

действиям Эмитента при возникновении того или иного риска. Однако необходимо отметить, что
предварительная  разработка  адекватных  соответствующим  событиям  мер  затруднена
неопределенностью  развития  ситуации,  и  параметры  проводимых  мероприятий  будут  в  большей
степени зависеть от особенностей создавшейся ситуации в каждом конкретном случае.

ОАО «Газпром» не может гарантировать, что действия, направленные на преодоление возникших
негативных изменений, смогут привести к исправлению ситуации, поскольку описанные факторы
находятся вне контроля ОАО «Газпром».

Высокая степень государственного регулирования отрасли.

ОАО  «Газпром» является крупнейшей газодобывающей Компанией,  обеспечивает поставку газа по
газотранспортной  системе  для  почти  75%  российских  потребителей,  занимает  ведущее
положение  в  экономике  России.  Деятельность  ОАО  «Газпром»  по  транспортировке  газа  по
трубопроводам  в  соответствии  с  Федеральным  законом  Российской  Федерации  «О  естественных
монополиях» регламентируется как деятельность естественных монополий.

Контролируя свыше 50% акций Компании (включая прямое и косвенное владение), государство
оказывает влияние на ее деятельность. Так, государством осуществляется контроль за движением
финансовых потоков ОАО «Газпром» через участие его представителей в Совете директоров
Общества, к компетенции которого относится утверждение финансового плана и инвестиционной
программы.

Кроме  того,  Федеральная  служба  по  тарифам  осуществляет  регулирование  оптовых  цен  на  газ,
поставляемый  российским  потребителям,  тарифов  на  услуги  по  транспортировке  газа  по
магистральным газопроводам ОАО «Газпром», оказываемые независимым организациям, тарифов на
услуги  по  транспортировке  газа  по  газораспределительным  сетям,  а  также  платы  за
снабженческо-сбытовые услуги, оказываемые конечным потребителям газа.

Отдельные  субъекты  Российской  Федерации  обладают  значительными  полномочиями  в  плане
самоуправления,  обусловленными  договорами  с  федеральными  органами  власти.  Несмотря  на  то,
что  для  достижения  единообразия  при  регулировании  поставок  природного  газа  в  масштабах
России  федеральные  органы  власти  взяли  на  себя  разработку  и  проведение  государственной
политики  в  отношении  поставок  природного  газа,  а  также  промышленной  и  экологической
безопасности таких поставок в пределах России, региональные и местные органы власти обладают
значительной  степенью  автономности  в  осуществлении  своих  прав  применительно  к
использованию  земли  и  природных  ресурсов  (включая  природный  газ).  Отсутствие  единства  в
решениях  федеральных,  региональных  и  местных  органов  власти  по  вопросам  газоснабжения
может оказать значительное влияние на условия деятельности Общества в отдельных регионах.

ОАО  «Газпром» продолжает взаимодействие  с государственными органами,  с целью поддержания
баланса  между  фискальной  нагрузкой  и  необходимостью  осуществлять  в  ближайшие  годы
значительные  инвестиции  для  обеспечения  надежности  газоснабжения.  Кроме  того,  для
вовлечения  в  хозяйственный  оборот  сложных  месторождений  в  труднодоступных  регионах,
Обществом  подготовлены  экономически  обоснованные  предложения  по  дифференциации  НДПИ  в
зависимости  от  условий  разработки  месторождений.  Федеральный  закон  №263-ФЗ  «О  внесении
изменений в главу 26 части второй Налогового кодекса Российской Федерации и статью 3.1 закона
Российской Федерации «О таможенном тарифе», устанавливающий  формулу  для расчета ставки
налога на добычу полезных ископаемых при добыче газового конденсата и газа горючего природного,
подписан Президентом России В.В. Путиным 30 сентября 2013 года.

Риски, связанные с директивным установлением цен на газ на внутреннем рынке.

В настоящее время российский рынок природного газа в зоне Единой системы газоснабжения (ЕСГ)
состоит  в  отношении  ценообразования  из  двух  секторов:  регулируемого  и  нерегулируемого.
Доминирующим  поставщиком  газа  по  регулируемым  ценам  является  ОАО  «Газпром».
В регулируемом режиме, вне зоны действия  ЕСГ также функционирует ряд региональных газовых
компаний.

Регулируемые оптовые цены на газ дифференцируются как по категориям потребителей (для
населения и промышленности), так и по ценовым поясам с учетом дальности транспортировки
газа от региона добычи до потребителя. До настоящего времени регулируемые оптовые цены на газ
не достигли экономически обоснованного уровня, в полной мере учитывающего его потребительские
свойства, технологические и экологические преимущества газа, а также обеспечивающего условия

для формирования собственных финансовых, в том числе инвестиционных, ресурсов Общества на
основе деятельности по газоснабжению потребителей внутреннего рынка.

Параметры изменения регулируемых оптовых цен на газ в среднем для всех категорий
потребителей следующие:
Рост цены

2011

2012

2013

15,3

7,9

14,6

Без учета новых и дополнительных объемов газа, реализуемых в соответствии с Постановлением Правительства РФ

от 28.05.2007 № 333.

Сценарные  условия  социально-экономического  развития  Российской  Федерации,  разработанные
Минэкономразвития  России  в  мае  2014 г.,  предусматривают  следующие  средневзвешенные
параметры изменения цен на газ в 2014-2017 гг.:

в среднем за год к предыдущему году, %

Наименования показателя

2014

2015

2016

2017

Регулируемые оптовые цены, в среднем для всех
категорий потребителей

8,0

3,1

5,5

4,4

В настоящее время согласовываются изменения в Основные положения формирования и
государственного регулирования цен на газ, тарифов на услуги по его транспортировке и платы за
технологическое присоединение газоиспользующего оборудования к газораспределительным сетям
на территории Российской Федерации, утвержденные постановлением Правительства Российской
Федерации от 29 декабря 2000 г. № 1021, при принятии которых будет изменен порядок определения
предельного минимального уровня оптовых цен на газ для отдельных категорий потребителей.

В  целях  снижения  рисков,  связанных  с  директивным  установлением  цен  на  газ,  ОАО  «Газпром»
продолжает  вести  активную  работу  с  федеральными  органами  исполнительной  власти  по
вопросам совершенствования ценообразования на газ, в том числе, по формированию обоснованных
принципов  ценообразования,  позволяющих  Обществу  иметь  устойчивые  экономические  условия
поставок газа на внутренний рынок.

Риски, связанные с возможным изменением цен на газ на европейском рынке.

ОАО  «Газпром»  реализует  значительную  часть  добываемого  природного  газа  в  Западной  и
Центральной Европе, что является для Общества основным источником валютных поступлений и
стабильных  денежных  потоков.  Экспорт  природного  газа  в  европейские  страны  осуществляется
ОАО  «Газпром»  и  его  предшественниками  более  40  лет  преимущественно  в  рамках  долгосрочных
контрактов  по  ценам,  в  основном  индексируемым  в  соответствии  с  изменением  мировых  цен  на
конкурирующие нефтепродукты.

Следует отметить, что единой общепринятой формулы цены на газ в Европе нет, поскольку нет
единого  газового  рынка.  Конкретные  уравнения,  применяемые  для  определения  стоимости  газа  в
каждом  отдельно  взятом  контракте,  являются  закрытой  коммерческой  информацией.
Ценообразование основано на увязке цены на газ с ценой альтернативных энергоносителей – обычно
«корзины  нефтепродуктов»:  газойля  и  мазута  с  различными  весами,  отражающими  особенности
национальной  структуры  потребления  газа.  В  формуле  цены  возможно  появление  и  других
альтернативных видов энергоносителей: нефти, угля, электроэнергии и т.д. Альтернативные виды
энергоносителей,  как  правило,  являются  биржевыми  товарами,  что  делает  возможным
опосредованное определение биржевой цены на газ.

В силу  специфики ценообразования  на европейском  газовом  рынке, выражающейся, в частности,  в
наличии  опорного  периода  (чаще  всего  9  месяцев)  в  формуле  индексации  цены  газа,  динамика
экспортных цен на природный газ отстает от изменения цен на жидкое топливо. Эти цены могут
претерпевать  значительные  колебания  под  воздействием  целого  ряда  факторов,  находящихся  вне
контроля ОАО «Газпром».

К числу таких факторов относятся:

- экономические и политические события в нефтедобывающих регионах мира, в первую

очередь на Ближнем и Среднем Востоке и Северной Африке;

- текущее соотношение спроса и предложения, а также прогноз спроса и предложения

жидкого топлива на перспективу;

- способность ОПЕК, а также нефтедобывающих стран, не входящих в эту организацию,

регулировать добычу нефти с целью поддержания уровня цен;

- активность биржевых спекулянтов («сырьевой» пузырь);
- военно-политическая ситуация в мире, включая угрозу террористических актов;
- состояние мировой общехозяйственной конъюнктуры;
- цены на альтернативные энергоносители;
- развитие новой техники и технологии;
- погодные условия;
- пересмотр планов по строительству АЭС в связи с недавним инцидентом в Японии;
- требования по снижению выбросов парниковых газов.

На  рынках  европейских  стран  ОАО  «Газпром»  сталкивается  не  только  с  межтопливной
конкуренцией.  Отмечается  острая  конкуренция  и  со  стороны  традиционных  поставщиков
трубопроводного  природного  газа,  особенно  Норвегии,  Алжира,  Нидерландов.  Конкурентами
Общества также являются производители СПГ, прежде всего, Катар и Нигерия.

Определенный  риск  для  ОАО  «Газпром»  представляет  диспаритет  цен  по  долгосрочным
контрактам  Общества и цен газа на спотовых рынках. В условиях превышения  предложения  газа
над  спросом  высокие  цены  по  долгосрочным  контрактам  Общества  могут  оказать  негативное
влияние на отбор газа покупателями.

ОАО «Газпром» не отрицает развития альтернативных механизмов ценообразования, однако
считает, что пределы этого развития существенно ограничены, а цена торговых площадок пока не
может рассматриваться в качестве надежного индикатора. Система долгосрочных контрактов с
нефтяной индексацией является для ОАО «Газпром» неизменной базой взаимодействия с
европейскими партнерами.

Европейский  Союз,  реформируя  свой  внутренний  рынок  газа,  стремится  к  развитию  рынка
спотовой, биржевой торговли. В случаях, когда цены спотового рынка, определяемые соотношением
спроса и предложения, оказываются ниже цен на газ, поставляемый по долгосрочным контрактам,
возможно  снижение  отбора  газа  по  этим  контрактам.  В  целях  недопущения  существенного
отрыва  цен  долгосрочных  контрактов  от  цен  торговых  площадок,  а  также  сохранения,  где  это
возможно,  неизменными  экономических  принципов  взаимодействия  и  структуры  долгосрочных
контрактов,  включая  нефтепродуктовую  индексацию,  ОАО  «Газпром»  проводит  адаптацию
системы  контрактов  путем  введения  спотовой  составляющей  в  ряд  контрактных  формул  и
временного  снижения  уровня  «бери-или-плати»  в  период  существенного  снижения  спроса  на  газ  и
избыточного предложения. Однако это снижение будет компенсировано равноценным увеличением
обязательств партнеров по отбору газа в последующие периоды  – после стабилизации ситуации и
восстановления уровня потребления газа.

Введение спотовой составляющей или эквивалентное временное снижение базисной цены и перенос
обязательств по условию «бери-или-плати» на более поздний срок практиковались выборочно, на
основании тщательного анализа аргументации клиента в пользу такого переноса. При этом
базовые условия контрактов не нарушались.

В  ООО  «Газпром  экспорт»  -  дочернем  обществе  ОАО  «Газпром»  -  реализована  система
идентификации,  оценки  и  мониторинга  рисков  продаж  газа  в  дальнее  зарубежье.  Ежемесячно
осуществляется оценка рыночных рисков продаж газа в дальнее зарубежье (методом EaR, включая
оценку  рисков  цены,  связанных  с  колебаниями  цен  на  сырье  –  альтернативные  энергоносители,
газовые индексы и т.д., рисков объема, связанных с тем, что покупатели имеют гибкость по отбору
газа,  валютных  рисков)  и  кредитных  рисков  продаж  газа  в  дальнее  зарубежье  (определение
кредитного рейтинга контрагентов, количественная оценка ожидаемых и непредвиденных потерь
методом CreditVar).

Риски, связанные с либерализацией европейского газового рынка.

На  европейском  рынке  природного  газа  происходят  значительные  структурные  изменения,
направленные на развитие конкуренции. В 1998 году была одобрена Директива Европейского Союза
по газу 98/30/EC, которая с 1 июля 2004 г. заменена Второй директивой по газу 2003/55/ЕС (принята
в  июне  2003  г.).  Как  Первая,  так  и  Вторая  Директивы  были  нацелены  на  либерализацию  газового
рынка  Евросоюза  путем  расширения  доступа  третьих  сторон  к  газотранспортной  и
газораспределительной  инфраструктуре  и  установления  публикуемых  тарифов  на  использование
третьими  сторонами  газотранспортных  сетей  (регулируемый  доступ),  а  также  большей
прозрачности затрат путем разделения бухгалтерской отчетности по добыче, транспортировке,
реализации  (маркетингу)  и  хранению  газа.  13  июля  2009  г.  в  ЕС  был  принят  пакет  новых
законодательных мер по энергетике, предполагающих дальнейшую либерализацию энергетического

рынка Евросоюза («Третий энергетический пакет»), в том числе Директива 2009/73/ЕС,
заменяющая Вторую директиву (Третья Директива).

Третий  энергетический  пакет  предусматривает  отделение  производящих  мощностей
(добывающие  –  в  случае  природного газа  и  генерирующие  –  для  электроэнергии)  от транспортных
сетей  –  газопроводов  или  высоковольтных  линий  электропередачи.  Требования  об  имущественно-
правовом  разъединении  распространяются  не  только  на  европейские  компании,  но  и  на
иностранные  энергетические  концерны,  действующие  на  рынке  Евросоюза,  в  том  числе
ОАО «Газпром».  После  длительной  дискуссии  в  Третьей  директиве  нашли  отражение  три  вида
вертикальной дезинтеграции.

Первый,  наиболее  радикальный  вариант  вертикальной  дезинтеграции,  отрицает  возможность
какого-либо владения линиями электропередач и магистральными газопроводами производителями
энергии и природного газа и обязывает их продать свои транспортные сетевые активы независимой
компании.  Второй,  более  компромиссный  вариант,  допускает  сохранение  собственности
добывающей/генерирующей компании на трубопроводы/высоковольтные линии электропередачи, но
исключает  какое-либо  участие  в  управлении  транспортными  сетями,  которое  передается
независимым системным операторам.

Наконец, третий, «мягкий» вариант разъединения  не  исключает владения  и участия  поставщика
газа в управлении сетями, хотя и по ограниченному кругу вопросов и под более жестким контролем
со  стороны  национального  регулятора,  с  тем,  чтобы  предотвратить  любые  его  попытки
ограничения  конкуренции.  Регулирование вопросов владения  трубопроводами со стороны компаний
третьих стран, будет, вероятнее всего, передано в компетенцию национального регулятора страны
ЕС, который в вопросе открытия доступа к газотранспортным сетям должен учитывать принцип
необходимости  обеспечения  надежности  поставок  энергоресурсов  в  ЕС.  Выбор  варианта
вертикальной  дезинтеграции  определяется  в  национальном  законодательстве  государства-члена
ЕС.

Третий энергопакет ЕС вступил в действие в марте 2011 г. (но имеет двухлетний адаптационный
период)  и  обязывает  предоставлять  третьим  лицам  доступ  к  газотранспортным  мощностям.
Этот же  документ предписывает всем странам  ЕС обеспечить  разделение  бизнеса по продаже  и
транспортировке  газа.  Россия  считает  необходимым  дальнейшее  изучение  и  доработку  Третьего
энергопакета  ЕС,  поскольку  возможно  сохранить  газопроводы  в  собственности  при  создании
независимого оператора.

В  случае  наиболее  неблагоприятного  развития  ситуации  (т.е.  при  осуществлении  государствами-
членами  ЕС  наиболее  радикального  варианта  вертикальной  дезинтеграции  –  имущественно-
правового  разделения)  газотранспортная  инфраструктура,  принадлежащая  вертикально-
интегрированной  компании  ОАО  «Газпром»  будет  отчуждена.  Условия  отчуждения  будут
предусмотрены  в  национальном  законодательстве  соответствующего  государства.  Защита
инвестиций  ОАО  «Газпром»  в  газотранспортную  сеть  обеспечивается  в  рамках  международного
публичного  права,  в  частности,  продолжающим  действовать  Соглашением  о  Партнерстве  и
Сотрудничестве  между  Россией  и  ЕС,  а  также  двусторонними  соглашениями  о  поощрении  и
взаимной  защите  капиталовложений,  подписанными  Россией  практически  со  всеми  странами-
членами ЕС.

Россия  подписала  и  долгое  время  применяла  на  временной  основе  ДЭХ,  устанавливающий
юридическую  базу  для  международного  сотрудничества  по  вопросам  энергетики.  Этот  Договор,
однако, не был ратифицирован Государственной Думой. Механизм разрешения транзитных споров,
предусмотренных  ДЭХ,  доказал  свою  неэффективность  в  ходе  российско-украинского  «газового
кризиса»  в  январе  2009  г.  В  частности,  он  не  был  задействован  ни  одним  договаривающимся
государством  ДЭХ  для  разрешения  возникшей  ситуации.  20  августа  2009  г.  Россия  заявила  о
прекращении  временного  применения  ДЭХ  в  соответствии  со  ст.  45(3)(а)  ДЭХ.  Таким  образом,
временное применение ДЭХ прекращено для России с 20 октября 2009 г.

Еще  одним  немаловажным  аспектом  либерализации  газового  рынка  Европы  является  обеспечение
энергетической  безопасности  стран-импортеров  газа,  заключающееся  в  стимулировании
эффективного  использования  энергии,  применении  альтернативных  источников  энергии,  а  также
снижении  зависимости  от  импорта  энергоносителей  из  одного  источника.  Общество  признает
существование данного риска, однако в настоящее время он оценивается как незначительный из-за
существенного  снижения  прогнозных  уровней  собственной  добычи  в  странах  Западной  Европы  на
фоне роста спроса на природный газ.

Риски, связанные с реорганизацией ОАО «Газпром».

Вертикально

интегрированная

структура

ОАО

«Газпром»

позволяет

обеспечивать

гарантированное газоснабжение российских потребителей и поставки российского газа на экспорт
в  соответствии  с  межправительственными  соглашениями  и  заключенными  долгосрочными
контрактами.  Нарушение  целостности  ОАО  «Газпром»  и  создание  на  его  базе  независимых
добывающих,  транспортных  и  других  компаний  приведет  к  разрушению  единой  технологической
цепочки,  ослабит  управляемость  газовой  отраслью,  создаст  неопределенность  в  распределении
ответственности за поставки газа социально чувствительным секторам газопотребления. Кроме
того, такое разделение сопряжено с большим количеством рисков не только для самой Компании,
но и для России в целом, основными из которых являются: риск потери государством контроля над
стратегической отраслью, внешнеполитические риски, риск роста техногенных катастроф и, как
следствие, возникновение угрозы для энергетической безопасности России.

Для  устойчивого  функционирования  газовой  отрасли  России  ОАО  «Газпром»  стремится  в
долгосрочной  перспективе  сохранить  группу  Газпром  в  качестве  вертикально  интегрированной
компании,  обеспечивающей  надежное  функционирование  Единой  системы  газоснабжения,
включающей добычу, транспортировку, хранение и поставку газа.

Риски, связанные с технологическими инновациями в отрасли.

Одним  из  факторов,  в  существенной  степени  определяющим  конкурентные  позиции  работающих
на  мировом  нефтегазовом  рынке  компаний,  является  фактор  использования  технических  и
технологических инноваций.

Применение  новых  технологий  позволяет  нефтегазовым  компаниям  получать  дополнительные
конкурентные  преимущества  за  счет  повышения  эффективности  разведки  и  разработки  запасов
углеводородов,  увеличения  продолжительности  эксплуатации  месторождений  и  объемов
извлекаемых  разведанных  запасов,  существенного  снижения  негативного  воздействия  на
окружающую среду при одновременном сокращении издержек полного проектного цикла.

Перспективы  деятельности  ОАО  «Газпром»  связаны  с  реализацией  проектов  в  регионах  со
сложными  и  специфическими  природно-климатическими  и  горно-геологическими  условиями,  в
связи,  с  чем  будет  возрастать  и  потребность  в  уникальной  технике,  создаваемой  специально  для
этих проектов.

В  целях  обеспечения  Компании  новой  техникой  требуемого  качества  и  в  необходимых  объемах,
ОАО «Газпром» на постоянной основе осуществляет деятельность в области НИОКР по созданию
высокоэффективных  газовых  технологий,  новой  техники  и  материалов.  В  Обществе  разработан
управленческий  и  финансовый  механизм  реализации  полного  инновационного  цикла  и  доведения
научно-технических разработок ОАО «Газпром» до стадии серийного производства.

Риски, связанные с развитием производства газа из нетрадиционных источников

Повышение цен на природный газ и научно-технический прогресс в последние десятилетия
обусловили рост интереса к разработке нетрадиционных ресурсов природного газа.

Ресурсы нетрадиционного природного газа (газ плотных пород, метан угольных пластов, сланцевый
газ  и  др.)  по  концентрации  запасов  значительно  беднее,  чем  традиционные  скопления  газа,  а  для
поддержания стабильного уровня их добычи требуется постоянное бурение новых скважин.
Интерес  к  теме  нетрадиционного  газа  в  последние  годы  обусловлен  беспрецедентно  быстрым
ростом добычи сланцевого газа в США. Промышленная добыча сланцевого газа на данный момент
ведется  только  в  Северной  Америке.  Увеличение  добычи  сланцевого  газа  привело  к  практически
полному отказу США от импорта СПГ и перенаправлению части объемов СПГ на другие мировые
рынки и, как следствие, к усилению конкуренции на газовых рынках и значительному снижению цен
на газ на американском рынке. При текущих ценах на газ в США стоимость добычи сланцевого газа
на  большей  части  чисто  газовых  месторождений  Северной  Америки  оказывается  выше  цены  его
реализации.  Несмотря  на  это,  за  счет  ожидаемого  роста  внутренних  цен  на  газ  в  США
предполагается стабилизация объемов добычи газа из сланцевых пород при дальнейшем увеличении
его доли в общей структуре добычи газа. С 2016 г. планируются поставки североамериканского СПГ
(проекты  Сабин  Пасс,  с  2018  г.  также  проекты  Фрипорт,  Кэмерон  и  др.)  -  преимущественно  на
рынки стран АТР, но при этом страна останется нетто-импортером трубопроводного газа.

Однако, в случае сокращения разницы в ценах на природный газ на мировых рынках (прежде всего,
между азиатским и американским) объемы экспорта СПГ из Северной Америки не будут
значительными.

В Европе наиболее активная работа по оценке потенциала и возможностей добычи сланцевого газа
ведется  в  Польше,  Великобритании  и  Украине.  Однако  в  Польше    отношение  к  сланцевому  газу
стало  более  сдержанным  после,  того,  как  польский  геологический  институт  на  порядок  понизил
оценку ресурсного потенциала страны с 5,3 трлн.  куб. м  до 0,3-0,8 трлн.  куб. м, а международные
компании Exxon  Mobil,  Marathon  Oil  и  Talisman  Energy  по  результатам  геологоразведочных  работ
объявили об отказе от продолжения разведки сланцевого газа в Польше. В январе 2014 г. от 2 из 3
своих польских лицензий на поиски и разведку сланцевого газа также отказалась компания Eni SpA.

В  Украине  начало  промышленной  добычи  сланцевого  газа  возможно  не  ранее,  чем  через  5  лет,  в
течение  которых  компании  Shell  и  Chevron  планировали  проведение  геологоразведочных  работ.
Однако  в  начале  июня  2014  г.  Shell  заявила  о  приостановке  бурения  разведочных  скважин  на
Юзовском  участке  в  связи  с  нестабильной  политической  ситуацией  в  стране  и  опасениями  за
безопасность своего персонала, находящегося в Украине.

В  Великобритании  масштабные  планы  связаны  с  бассейном  Боуленд.  Однако  до  настоящего
времени  геологоразведочные  работы  на  сланцевый  газ  не  принесли  положительных  результатов,
при  этом  их  проведение  осложняют  протесты  населения  и  нахождение  в  пределах  бассейна
Боуленд крупных городов, включая Ливерпуль, Лидс и Манчестер.

Для развития  европейской добычи сланцевого газа существуют определенные  препятствия, такие
как  необходимость  бурения  большого  числа  скважин  и  использование  химикатов  для
интенсификации  притока  газа,  что  может  быть  затруднительно  в  густонаселенной  Европе,
которая уделяет особое внимание вопросам экологии и качества водных ресурсов.

Геологоразведочные  работы  на  сланцевый  газ  в  европейских  странах  столкнулись  с  сильным
противодействием  экологов  из-за  применения  технологии  гидравлического  разрыва  пласта
(гидроразрыв пласта, ГРП). Первой полный мораторий на применение ГРП на своей территории в
2011  году  ввела  Франция.  К  настоящему  моменту  запреты  или  ограничения  на  развитие  добычи
сланцевого газа существуют в Германии, Нидерландах, Франции и Болгарии. Напротив, в Польше,
Великобритании  и  Украине  для  стимулирования  добычи  сланцевого  газа  компаниям
предоставляются льготные условия налогообложения.

Начало промышленной добычи сланцевого газа в Европе даже при положительных результатах
геологоразведочных работ возможно не ранее 2016-2018 годов. При этом объемы добычи сланцевого
газа не позволят кардинально изменить ситуацию на европейском газовом рынке в связи с падением
добычи традиционного газа в регионе.

КНР отнесен к числу лидирующих стран по технически извлекаемым ресурсам сланцевого газа,
которые по предварительным оценкам составляют 25,1-31,6 трлн. куб. м.

В рамках пятилетнего плана развития КНР 2011-2015 гг., опубликованного в 2012 г., были
установлены целевые ориентиры по годовым уровням добычи сланцевого газа - 6,5 млрд. куб. м к
концу 2015 г. и до 100 млрд. куб. м к концу 2020 г.

Поисковые  работы  на  сланцевый  газ  в  Китае  проводились  достаточно  активно  в  последние
несколько лет. По данным Министерства земли и природных ресурсов КНР по состоянию на конец
2013 года в этой стране пробурено 285 разведочных скважин на сланцевый газ, однако полученные из
этих скважин притоки газа оказались несколько более скромными, чем ожидалось ранее. Основная
часть  ресурсов  сланцевого  газа  КНР  сосредоточена  в  бассейнах  Сычуань  и  Тарим  со  сложным
геологическим  строением  сланцевых  залежей  и  рельефом  местности,  затрудняющим  проведение
работ уже на этапе геологоразведки. Дополнительными препятствиями на пути запланированного
ускоренного  развития  добычи  сланцевого  газа  в  Китае  являются  недостаток  сервисных  услуг,
сложность  поставки  воды  для  проведения  ГРП,  высокая  плотность  населения,  а  также
недостаточно  активная  политика  в  области  государственного  стимулирования  и  сложный
механизм допуска к лицензионным участкам международных операторов.

Во многом по причине указанных выше ограничений большинство китайских специалистов и
представителей добывающих компаний уже в настоящее время признают, что достижение целей,
установленных к 2015 г., маловероятно, а значимые объемы добычи в этой стране возможны
только после 2020 г.

В  Аргентине  первое  крупное  месторождение  сланцевого  газа  было  обнаружено  в  2010  г.  По
предварительным  оценкам,  Аргентина  обладает  третьими  по  величине  в  мире  технически
извлекаемыми  ресурсами  сланцевого  газа  (около  23  трлн.  куб.  м).  Наиболее  перспективной  для
промышленной  добычи  сланцевого  газа  специалисты  считают  залежь  Бака  Муэрта  бассейна
Неукен.

В  настоящее  время  совместно  с  иностранными  партнерами  в  Аргентине  выполняются
геологоразведочные  работы,  однако  в  качестве  их  первоочередной  цели  обозначены  менее  глубоко
залегающие ресурсы сланцевой нефти. Развитие работ по оценке потенциала добычи углеводородов
из  сланцевых  залежей  в  Аргентине  сдерживается  сложным  порядком  ввоза  необходимого
оборудования и общей макроэкономической нестабильностью в стране.

Chevron уже реализует в бассейне Неукен совместный геологоразведочный проект с аргентинской
компанией YPF, а в 2014 г. к освоению ресурсов бассейна Неукен также планируют приступить
аргентинская Pan American Energy (совместно с CNOOC), Total и Shell.

В текущий момент оценки перспективных уровней добычи сланцевого газа в Аргентине
отличаются высокой неопределенностью и низкой степенью достоверности по причине
отсутствия достаточного объема геологической информации.

В Австралии, исследования в области сланцевого газа находятся в начальной стадии геологического
изучения.  По  предварительным  оценкам,  страна  входит  в  десятку  крупнейших  по  величине
технически извлекаемых ресурсов сланцевого газа (более 12 трлн куб. м). Наиболее перспективным
для  промышленного  освоения  является  сланцевый  бассейн  Купер,  в  котором  пробурено  более
10 экспериментальных скважин и осуществляется опытно-промышленная добыча сланцевого газа.

По  оценкам  экспертов,  себестоимость  добычи  сланцевого  газа  в  Австралии  будет  превышать
аналогичный  показатель  для  традиционного  газа  и  метана  угольных  пластов.  Поэтому  начало
полномасштабной  промышленной  добычи  сланцевого  газа  в  Австралии  будет  во  многом  зависеть
от  возможности  обеспечить  его  конкурентоспособность  с  альтернативными  источниками  газа.
Интерес  к  теме  сланцевого  газа  проявляется  преимущественно  в  странах  с  ограниченными
запасами  и  ресурсами  традиционного  газа,  отличающимися  зависимостью  от  импорта
энергоресурсов.  В  настоящее  время  для  России,  как  страны  с  высокой  самообеспеченностью
энергоресурсами,  добыча  относительно  дорогого  сланцевого  газа  большого  интереса  не
представляет.

По оценкам российских и зарубежных экспертов Россия располагает богатыми ресурсами
сланцевого газа, однако использование данного источника природного газа в стране можно ожидать
только в долгосрочной перспективе.

В настоящее время в рамках проекта по разведке и добыче нефти из сланцевых залежей компанией
Группы  Газпром  -  ОАО  «Газпром  нефть»  совместно  с  Shell  реализуется  программа  поисково-
оценочных  и  разведочных  работ  на  баженовской  свите  в  Западной  Сибири.  Специалистами
компаний проведено изучение и обобщение успешного опыта реализации проектов добычи сланцевой
нефти  за  рубежом,  определены  подходы  и  технологии  к  разработке  залежей  баженовской  свиты.
В январе  2014 г.  в  рамках  совместного  пилотного  проекта  начато  бурение  первой  горизонтальной
оценочной скважины на Верхне-Салымском месторождении.

Таким образом, в среднесрочной перспективе поставки российского природного газа на
традиционные и перспективные рынки ОАО «Газпром» останутся конкурентоспособными.

В целях сохранения конкурентоспособности производства и поставок природного газа, добытого на
традиционных месторождениях, ОАО «Газпром»:

- контролирует инвестиционные и эксплуатационные затраты на производство;

- совершенствует и внедряет новые технологии, повышающие эффективность добычи
традиционного газа;

- осуществляет мониторинг развития производства газа из нетрадиционных источников в
различных регионах мира.

Риски, связанные с развитием возобновляемых источников энергии

Ряд развитых стран, прежде всего европейских, проводит политику по стимулированию
использования возобновляемых источников энергии (энергия ветра, солнечная энергия, энергия
биомассы, малая гидроэнергетика, геотермальная энергия, низкопотенциальное тепло), в том числе
путем государственного субсидирования.

В связи с этим, в отдельных странах ЕС возможен рост объемов производства электроэнергии из
возобновляемых источников, что может привести к вытеснению газогенерации и снижению
потребления газа основными европейскими странами-потребителями.

содержание .. 1 2 3 4 ..