Где Самый Дорогой Газ В Мире?

В то время как европейцы, готовясь к суровой зиме, борются в растущими счетами за природный газ, самый дешевый газ среди европейских столиц получают потребители турецкой Анкары, пишет газета Yeni Şafak. «Из-за энергетического кризиса счета за природный газ потребителей во всем мире быстро выросли.

1. Готовясь к суровой зиме, европейцы борются с растущими счетами за природный газ.
2. Среди европейских столиц самый дешевый газ в Анкаре — 4,68 лиры ($0,25) за кубометр», — пишет издание, отметив, что согласно индексу цен на энергию для домашних хозяйств (HEPI), Турция использует самый дешевый газ за кубометр среди европейских столиц.

«В то время как цена природного газа за кубометр в жилых домах Анкары составляет 4,68 лиры (€0,2647), самый дорогой природный газ в Нидерландах — 53,63 лиры (€3,01). Семьи, живущие в Англии, платят 35 лир (€1,96) за кубометр природного газа, в то время как жители Берлина платят 32,6 лиры (€1,83), а жители Загреба платят 9,89 лиры (€0,56).

Сколько стоит 1000 кубов газа в Европе?

Цены на газ в Европе приблизились к $2700 за 1000 кубометров. Стоимость заметно растет второй день подряд: накануне по итогам торгов она превышала $2400 впервые с начала марта. За прошлые сутки фьючерсы подорожали на 11%, 16 августа они прибавляют больше 7%.

Среди причин — засуха в Европе, которая осложняет транспортировку альтернативных энергоресурсов Стоимость контрактов на поставку природного газа с исполнением в сентябре на хабе TTF в Нидерландах в ходе торгов 16 августа поднялась на пике до €251,73 за 1 МВт-ч, следует из данных Межконтинентальной биржи по состоянию на 17:30 мск.

Цена росла примерно на 7% в сравнении с уровнем закрытия торгов днем ранее. Это самая высокая цена с начала марта, когда был резкий, но недолгий всплеск стоимости фьючерсов до €345 за 1 МВт-ч, показывает статистика биржи. В пересчете на кубометры стоимость газа в Европе приблизилась к $2700 за 1000 кубометров (составила на пике примерно $2694,5).

• Это произошло также впервые с начала марта.
• Стоимость природного газа в Европе растет второй день подряд.15 августа она увеличилась на 11% и приблизилась к €230 за 1 МВт-ч (превысила $2400 за 1000 кубометров).
• Биржевая стоимость газа в Европе зимой может превысить $4000 за 1000 кубометров — и это по консервативной оценке, спрогнозировал 16 августа «Газпром».

Такая цена станет новым рекордом: она равна €347 за 1 МВт-ч, а в начале марта на пике фьючерсы дорожали до €345, отмечал Bloomberg. «Газпром» отметил, что с начала года по 15 августа поставил в страны дальнего зарубежья 78,5 млрд кубометров газа — на 36,2% (на 44,6 млрд кубометров) меньше, чем за тот же период 2021 года.

Увеличение цен на газ связано с повышенным его потреблением из-за жаркой погоды и засухи в Европе, считает Bloomberg. Цены на электроэнергию поднялись до рекордных значений, писало агентство. Из-за жары снизился уровень рек, что осложнило перевозки энергоресурсов по Европе — угля, дизеля и других ископаемых.

В результате предприятиям приходится использовать больше газа. «Цены подняла жара в Европе, из-за которой пересохли реки, что привело к сложностям с перевозками топлива, а это усугубило существующие проблемы в энергетике континента», — привело агентство выдержки из записки аналитиков Deutsche Bank Research.

1. Предложение газа в Европе ограничено из-за того, что Россия сократила поставки по газопроводу «Северный поток» до 20% от проектной мощности.
2. «Газпром» настаивает, что санкции не позволяют ему получить из ремонта газоперекачивающий агрегат, нужный для работы «Северного потока», и не допускают техобслуживания остальных двигателей.

Компания требует гарантий, что турбины не попадут под санкции. Канцлер Германии Олаф Шольц ответил, что турбина готова к отправке в Россию, ее возвращение согласовано с ЕС, Великобританией и Канадой, и нужен только запрос «Газпрома».

Сколько газа поставляет Россия в Европу?

Чем Европа может заменить российский газ — Европа потребляет около 400 млрд кубометров газа в год. Где-то 40% из них поставляет Россия — около 130 млрд по трубе и 20 млрд в виде СПГ.60% газа Европе дают остальные источники. Примерно 50 млрд кубометров из них — это собственная добыча в Польше, Румынии, Нидерландах.

Еще один крупный поставщик трубопроводного газа — Норвегия. Всего она добывает около 120 млрд кубометров и большую часть добычи поставляет в Европу. Импорт СПГ — это еще 100 млрд. Есть поставки из Алжира, Ливии, Азербайджана, но по отдельности это относительно небольшие объемы. Европа может относительно безболезненно заменить поставки российского СПГ, но 130—140 млрд трубопроводного газа из России заместить особенно нечем.

Норвегия пока не может столько добыть и поставить. Европа будет страдать, и для них в обозримом будущем газ будет оставаться очень дорогим. Есть некоторые надежды на Гронинген — газовое месторождение в Нидерландах, которое в начале 2010-х было одним из крупнейших и давало 70—80 млрд кубометров газа в год.

Затем в той местности начались землетрясения. Местные жители запротестовали против добычи газа, и месторождение вывели из эксплуатации. Сейчас Нидерланды добывают всего около 6 млрд кубометров, но власти страны могут пересмотреть свое решение по Гронингену. Другая опция — не выводить из эксплуатации немецкие атомные станции.

Правительство приняло решение о прекращении их работы под давлением экоактивистов, но это совершенно нерационально на фоне проблем с поставками. Франция когда-то поступила иначе и развивала свою атомную энергетику как раз после энергетического кризиса 1970-х годов, чтобы стать независимой от поставок импортной нефти.

У Германии уже есть атомные станции, которые можно эксплуатировать. Просто необходимо пересмотреть свое решение. Сейчас Европа пытается заполнить свои подземные хранилища газа — ПХГ — до рекомендованного Еврокомиссией уровня в 80%. Их общая мощность — 100 млрд кубометров. Изначально они были сделаны, чтобы компенсировать сезонность спроса на газ, потому что добыча более или менее постоянна, а зимой спрос выше.

Пока средняя заполняемость держится на уровне 76%. То, как Европа переживет эту зиму, во многом зависит от температуры. Потребление газа может стать меньше на 10%, если, например, зима окажется теплой. Если газа не будет хватать, придется отключать от него промышленные объекты.

Почему в Европе дорогой газ?

«Что будет легко — это фантазии» — Ключевая проблема, из-за которой теперь рецессия в Европе выглядит вполне реальным сценарием — рекордная инфляция. В августе был зафиксирован максимальный в истории еврозоны рост цен на 9,1% в годовом выражении. Основная причина разгона инфляции — сокращение объема поставок российского газа и риски их полного прекращения.

Газопровод «Северный поток-1», который обеспечивает около трети потребностей Европы в природном газе, в июле приостанавливал поставки на 10 дней в связи с техническими работами, однако и после их окончания работал не на полную мощность — лишь примерно на 20%, а с 31 августа снова прекратил работу, без точных сроков возобновления.

Из-за этого в августе цены на газ в Европе за тысячу кубометров превышали $3000 — более чем втрое дороже, чем в начале года. Высокие цены на энергоносители влияют на самый широкий спектр отраслей экономики. Уже сейчас половина европейских мощностей по выплавке алюминия и цинка отключена,

Около 70% производства удобрений в Европе было прекращено из-за высоких цен на газ — сырье для производства азотных удобрений. Это, в свою очередь, транслируется в рост продуктов питания и повседневных расходов. Дополнительное давление на продовольственные цены оказывает неурожай из-за сильнейшей за десятилетия засухи в регионе.

Страны по Запасам Природного Газа

Кроме того, низкий уровень Рейна создаст сложности для логистики в Германии, а во Франции нехватка охлаждающей воды влияет на производство атомной энергии. По оценке Международного энергетического агентства, в этом году европейские страны смогут заместить из альтернативных источников (СПГ, альтернативные газопроводы, уголь, биотопливо, атомная энергетика и возобновляемые источники и т.д.) лишь около половины российского газового импорта.

• К зиме большая часть стран региона должны заполнить свои газовые хранилища до 80% от их мощностей, однако некоторые государства даже в этих условиях выглядят более уязвимыми.
• Например, по оценке Федерального сетевого агентства, немецкого регулятора в сфере энергетики, к ноябрю газовые хранилища страны будут заполнены на 95%, однако, по словам главы агентства Клауса Мюллера, этого хватит примерно лишь на два с половиной месяца отопительного сезона.

Ряд стран начали принимать меры для сокращения энергопотребления. Например в Испании, после 22:00 нужно обязательно выключать освещение витрин, а в Германии начали отключать горячую воду в общественных учреждениях, а также планируют установить лимит температуры в помещениях на уровне 19°C.

• По мнению главы крупнейшей нефтегазовой компании Европы Royal Dutch Shell Бена ван Бердена, нормирование и экономия энергии могут продлиться несколько лет.
• «Вполне возможно, что у нас будет несколько зим, когда нам придется каким-то образом находить решения за счет экономии, повышения эффективности, нормирования и очень, очень быстрого создания альтернатив.

То, что это будет легко — это фантазии, которые мы должны отбросить», — считает он.

Сколько стоит газ 2022?

Тарифы на газ с 1 июля 2022 года

Сколько стоит 1 куб газа в России?

Розничная цена на природный газ для населения

Какая цена на газ в Украине?

31 марта завершился срок действия постановления от 18 января 2021 года, которым правительство ввело предельную цену на газ для населения в 6,99 грн за кубометр (с НДС, но без учета стоимости распределения).

Кто главный поставщик газа в мире?

Газпром экспо Мировое производство сжиженного природного газа (далее СПГ) в 2016 г. увеличилось на 7,5% относительно 2015 г. (рекордный показатель за последние пять лет) и достигло уровня в 264 млн т. Рост объемов торговли СПГ в 2016 г. во многом был обеспечен за счет ввода в эксплуатацию новых заводов по сжижению в Австралии и США.

1. Ключевыми факторами развития рынка СПГ стали увеличение потребления природного газа в мире и рост спроса со стороны стран, лишенных доступа к трубопроводной газотранспортной инфраструктуре.
2. Основным импортером СПГ в мире остается Азиатско–Тихоокеанский регион, на долю которого в 2016 г.
3. Пришлось 73% всех поставок сжиженного газа.

Крупнейшие импортёры этого региона – Япония, Южная Корея и Китай, на которых совокупно приходится более половины производимого СПГ в мире. \ Крупнейшим поставщиком СПГ является Катар, на его долю в 2016 г. пришлось 31% мирового экспорта СПГ. Страны Ближнего Востока и Африки в 2016 г.

1. Экспортировали 48,3% произведенного в мире сжиженного газа, АТР (включая Австралию) – 39,4%, остальные регионы (Латинская Америка, Северная Америка и Европа) – 12,3%.
2. Россия – единственный поставщик сжиженного газа на мировой рынок среди стран бывшего СССР. В 2016 г.
3. Единственным действующим заводом по производству СПГ в России являлся проект «Сахалин-2».

Оператор «Сахалина-2» — Sakhalin Energy Investment Company Ltd. («Газпром» — 50% плюс одна акция, Shell — 27,5% минус одна акция, Mitsui — 12,5%, Mitsubishi — 10%). Поставки СПГ с проекта «Сахалин-2» по итогам 2016 г. составили 10,9 млн т или 4,1% мирового производства. Источник: GIIGNL В условиях роста производственных мощностей актуальным вопросом становится оценка конкурентоспособности действующих СПГ-проектов в текущей ценовой конъюнктуре. Наши специалисты рассматривают особенности работы СПГ заводов в различных регионах мира и оценивают конкурентоспособность СПГ по сравнению с трубопроводным газом на ключевых рынках природного газа.

• Например, в 2016 г.
• США впервые начали экспортировать СПГ из Мексиканского залива, общий объем экспорта составил 2,6 млн т.
• Почти две трети американских поставок были направлены в страны Латинской Америки, в страны Азии 510 тыс.
• Т или 19%, на Ближний Восток – 14%, а в европейские страны лишь около 9%.
• Европа стала наименее востребованным направлением поставок американского СПГ, поскольку издержки на производство и доставку сжиженного газа оказались выше цен на рынке (Рис.2).

Рис.2 Сравнение стоимости поставок американского СПГ в Европу, Латинскую Америку и страны АТР с фактическими ценами на СПГ в мире, август 2016 г. Источник: FERC, EIA, Cheniere, Газпром экспо Читать подробнее: Газпром экспо

Откуда в США газ?

Что же касается природного газа, то основные добывающие регионы расположены на северо-востоке страны: в Пенсильвании, Огайо и Западной Вирджинии. На территории Скалистых гор, на западе США, в последние годы активно развивается добыча как нефти, так и газа, причем наиболее быстро – в районе залежи Баккен.

Почем Китай покупает газ у России?

Цены поставок в Китай в 2020 году превышали европейские, а точной информации за 2021 год пока нет — В 2020 году объем поставок по «Силе Сибири» составил 4 млрд кубометров, а в 2021 году планировалось удвоить объем поставок. Цена на нефть в 2020 году составила в среднем $43/барр.

1. При средней цене на нефть за 2021 год — $70.7/барр., средняя цена поставок по «Силе Сибири» могла составить около $240 за тыс.
2. Кубометров.
3. Это несущественно отличается от цены реализации в Европе за 9 мес.2021 г.
4. 241/тыс. куб.м.
5. Стоимость поставок российского газа в Китай в 2020 году, по данным таможни КНР, составила: в первом квартале — $202/тыс.

куб. м, во втором — $182/тыс. куб. м, в третьем — $144/тыс. куб. м, в четвертом — $126/тыс. куб.м. Средняя цена по четырем кварталам — $163.5/тыс. куб. м, что выше средней цены поставок в Европу, по данным Газпрома, на $13.5.При этом, по данным «Коммерсанта», данные китайской таможни, по оценкам источников в отрасли, не всегда точно отражают контрактные цены.По данным таможни КНР, цена поставляемого российского газа в Китай в четвертом квартале 2021 года составила $196/тыс.

Куб. м после $172 в третьем, $147 во втором и $121 в первом кварталах. По этим данным средняя цена на газ за год по кварталам составляет около $159/тыс. куб.м. По данным Газпрома, за 9 мес.2021 года средняя цена реализации газа в Европу составила $241/тыс. куб.м.Газпром еще не публиковал данные о стоимости поставок газа в Китай в 2021 году.

Поэтому возможно, что средняя цена реализации в Китае была ниже, чем в Европе, но выше, чем по данным китайской таможни.По данным Bloomberg, на начало апреля 2022 г. российский СПГ продается в Китае на спотовом рынке на 10% дешевле, чем спотовые цены на севере Азии, которые, в свою очередь, примерно на 10% ниже спотовых цен в ЕС (на конец марта — 30.3 доллара за млн БТЕ против 34.07 доллара, по данным Platts).По данным Vygon Consulting, в 2020 году российский газ был самым дешевым для Китая ($150/тыс.

Выводы Статья написана в соавторстве с аналитиком Натальей Шангиной

По действующему сейчас контракту с CNPC динамика цен на газ соответствует европейским контрактам, цены привязаны к ценам на нефть и нефтепродукты. При этом в 2014 году, когда контракт был заключен, его сумма соответствовала средним ценам реализации газа в Европе.

В 2020 году цены реализации газа в Китае были выше средних цен реализации в Европе.Пока нет точной информации, которая подтверждала бы тезис о более низких ценах на поставки в Китай, чем в Европу, мы ожидаем, что Газпром будет продавать газ в Китай без существенного дисконта относительно долгосрочных европейских контрактов.

Читать подробнее: По каким ценам Китай покупает российский газ

Откуда газ в России?

Газовая промышленность Распоряжением Правительства РФ от 06.10.2021 N 2816-р утвержден инициатив социально-экономического развития Российской Федерации до 2030 года. По запасам газа Россия занимает первое место в мире, по добыче газа — второе. Основные запасы российского газа сосредоточены на территории Уральского федерального округа, где добывается свыше 90% российского природного газа.

• Доля запасов, находящихся в сложных природно-климатических условиях, и доля многокомпонентных газов, требующих для эффективной разработки создания газоперерабатывающей инфраструктуры, будет постепенно увеличиваться.
• В период 2007 — 2011 гг.
• Наблюдалось увеличение объемов добычи газа с 652,7 млрд. куб.
• М в 2007 году до 670,8 млрд.

куб. м в 2011 году со среднегодовым темпом роста 101,1% (за исключением 2009 года, когда вследствие мирового экономического кризиса имело место снижение добычи газа на 12,5% к 2008 году). Увеличить общий объем добычи газа в ближайшие годы позволит ввод новых месторождений.

В географии добычи газа сохранится роль Западной Сибири (за счет разработки более глубоко залегающих продуктивных горизонтов и, в первую очередь, Надым-Пуртазовского региона, где сосредоточены основные разрабатываемые и вводимые в ближайшей перспективе месторождения). Расширение газодобычи намечается за счет регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, месторождений полуострова Ямал, Обской и Тазовской губ и других месторождений шельфа Охотского моря.

Прирост добычи газа к 2030 году составит 73 — 254 млрд. куб. м к уровню 2011 года в зависимости от варианта развития. В прогнозе предусматривается наращивание добычи газа независимыми производителями (прирост добычи к 2030 году составит 64 — 181 млрд. куб.

М в зависимости от варианта развития), достижение компаниями уровня использования попутного нефтяного газа свыше 95 процентов. В перспективе возрастет капиталоемкость добычи из-за сокращения разрабатываемых высокопродуктивных пластов, залегающих на небольших глубинах, и удаленности перспективных центров добычи газа от существующей транспортной инфраструктуры.

Во всех вариантах социально-экономического развития прогнозируется повышение оптовых цен на газ, создающее предпосылки для наращивания капитальных вложений в разработку новых и обустройство действующих месторождений. Удовлетворение растущего совокупного спроса внутреннего и внешнего рынков на газ прогнозируется за счет привлечения ресурсов ОАО «Газпром», независимых производителей газа, нефтяных компаний и среднеазиатских государств.

Доля импорта в ресурсах газа в перспективе оценивается на уровне не более 1%. В прогнозный период предусматривается сохранение импорта газа из Казахстана с Карачаганакского месторождения, который после переработки на Оренбургском ГПЗ будет возвращаться в Казахстан. При этом поставки газа на экспорт из государств Средней Азии (Узбекистана, Туркменистана и Казахстана) будут продолжать осуществляться в режиме международного транзита.

На уровень внутреннего потребления существенное влияние окажет формирование внутрироссийского рынка газа, который будет способствовать внедрению рыночных отношений, стимулировать межтопливную конкуренцию и внедрение энергосберегающих технологий. Доля газа на внутреннем рынке в топливно-энергетическом балансе России в 2011 году составила 53,2%, что в 1,9 раза выше уровня США и Канады, сопоставимой с Россией по климатическим условиям.

Предполагается, что примерно такая же доля газа в энергобалансе Российской Федерации в прогнозный период сохранится и составит в 2030 году 50,3 — 53,1% в зависимости от варианта. Рост внутреннего спроса на газ за весь период до 2030 года не превысит 101 — 101,5% в год. При прогнозируемых темпах роста экономики в зависимости от варианта развития умеренная динамика внутреннего спроса на газ будет сохраняться за счет внедрения газосберегающих технологий и использования других видов топлива.

В структуре внутреннего потребления природного газа расход на производство электро- и теплоэнергии в 2011 году составил более 34,5%. Потребление газа увеличится к 2020 году на 7 — 14% к уровню 2011 года, а к 2030 году — на 15 — 30% при прогнозируемом росте выпуска продукции электроэнергетики на 15 — 53% в зависимости от варианта развития.

1. Снижение газоемкости (за исключением варианта A) обусловливается как внедрением новых ресурсосберегающих технологий, так и переходом на другие виды топлива.
2. Потребление газа промышленностью в качестве топлива в 2011 году составило 7,5% от ресурсов газа.
3. В этом секторе прогнозируется наименьший прирост расхода газа (менее чем по 1,5 млрд.

куб. м за 5 лет). В 2011 году потребление промышленностью газа в качестве сырья составило около 6% ресурсов газа. В прогнозный период сокращение удельного расхода газа может составить в зависимости от варианта не менее 0,5 — 1,6% в год. При стабилизации доли экспорта газа трубопроводным транспортом в общем объеме добычи на уровне 28 — 29% в 2030 году (в 2011 году 28,3%) доля экспорта газа с учетом СПГ в объеме добычи увеличится до 32,4 — 37,5% в 2030 году в зависимости от варианта развития.

В прогнозный период основным внешним рынком российского газа помимо стран Европы станут и страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) по мере освоения ресурсов Восточной Сибири и Дальнего Востока и строительства новых газопроводов и заводов по сжижению газа. В связи с отсутствием ресурсных ограничений газа динамика добычи будет определяться тенденциями экспорта и внутреннего спроса на газ.

В прогнозный период рассматриваются следующие сценарии. Инновационный сценарий (вариант 2). Добыча и поставки газа будут осуществляться с учетом интенсивного освоения газовых месторождений полуострова Ямал и Сахалинского шельфа. В Западной Сибири предполагается разработка более глубоко залегающих продуктивных горизонтов, а также предусматривается применение инновационных технологий по извлечению остаточных запасов низконапорного газа.

Произойдет наращивание добычи газа Ковыктинского месторождения и начало освоения Чаяндинского месторождения в рамках реализации создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР.

Данный вариант развития предусматривает реализацию в полном объеме проектов по сжижению природного газа: «СПГ Ямал» и «СПГ Владивосток» «, а также возможное расширение проекта СПГ Сахалин-2. В части проекта «СПГ Штокман» существуют риски не реализации в связи с высокой капиталоемкостью и сложностью освоения месторождения.

Объем добычи газа увеличится с 670,8 млрд. куб. м в 2011 году до 783 млрд. куб. м к 2020 году и 870 млрд. куб. м к 2030 году. Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний к 2020 году составит более 28% от общего объема добычи газа с последующим увеличением до 31,5% в 2030 году. В условиях существенного ухудшения конъюнктуры на внешних газовых рынках могут возникать риски замедления добычи газа, в результате к 2030 году снижение объемов добычи может составить порядка 21 млрд.

куб. метров. Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2012 — 2030 гг. в сопоставимых ценах составит около 8 — 9 трлн. рублей. Производительность труда увеличится с 24,5 тыс. тонн условного топлива (тут) на человека в 2011 году до 28 тыс. тут на человека (114,4%) в 2020 году, а к 2030 году — до 30,4 тыс.

Тут на человека (124%). Среднегодовой прирост внутреннего потребления газа в 2012 — 2030 гг. составит 1,1%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах снизится с 53,2% в 2011 году до 52,7% к концу прогнозного периода. Развитие и диверсификация европейского направления экспорта российского газа намечаются за счет наращивания загрузки введенных в эксплуатацию двух ниток газопровода «Северный поток», полной загрузки газопровода «Голубой поток» и строительства газопровода «Южный поток», что позволит значительно снизить риски транзитных поставок газа.

Развитие восточного направления экспорта российского газа намечается за счет ввода в эксплуатацию газопровода «Якутия — Хабаровск — Владивосток». Экспорт газа трубопроводным транспортом возрастет с 181,7 млрд. куб. м в 2011 году до 217,5 млрд. куб. м в 2020 году, а к 2030 году увеличится до 245,4 млрд.

• Куб. метров.
• При этом экспорт трубопроводного газа в страны АТР к 2030 году составит порядка 25 млрд. куб.
• М, или 10,2% от общего объема экспорта трубопроводным транспортом.
• Также в страны АТР будет осуществляться экспорт СПГ, уровень которого к 2030 году возрастет до 40 — 43 млн. тонн.
• При форсированном сценарии (вариант 3) более высокие темпы развития экономики будут способствовать увеличению внутреннего спроса на газ.

Инвестирование в инновационные технологии добычи газа позволят активизировать реализацию сложных и капиталоемких проектов, в том числе проектов СПГ. В этих условиях возможно достижение показателей по добыче газа варианта C. Сценарий с низкими ценами на нефть (вариант A).

1. В отличие от инновационного сценария развития в данном варианте существуют риски реализации проекта «СПГ Ямал» не в полном объеме.
2. Снижается вероятность освоения месторождений Иркутской области.
3. В условиях низких цен освоение Штокмановского месторождения становится нерентабельным.
4. Объем добычи газа увеличится до 718 млрд.

куб. м к 2020 году и 744 млрд. куб. м к 2030 году. Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний к 2020 году составит 25,4% от общего объема добычи газа, а к 2030 году — 27,6 процента. Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2012 — 2030 годы в сопоставимых ценах составит около 6 трлн.

рублей. Среднегодовой прирост внутреннего потребления газа в 2012 — 2030 гг. составит 0,4%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах снизится до 50,3% к 2030 году. В рамках реализации создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР могут быть созданы возможности для обеспечения экспорта газа в Китай.

В целом прогнозируется рост экспорта трубопроводного газа до 211 млрд. куб. м к 2020 году и 216,5 млрд. куб. м к 2030 году. При этом экспорт трубопроводного газа в страны АТР составит 10 млрд. куб. м (4,6% от общего объема экспорта по трубопроводу) к 2030 году.

• Также в страны АТР будет осуществляться экспорт СПГ, уровень которого к 2030 году составит около 18 млн. тонн.
• Сценарий с высокими ценами на нефть (вариант C).
• Прогнозируемые по данному сценарию высокие цены на газ стимулируют развитие угольной генерации, атомной энергетики, гидроэнергетики и производства электроэнергии на базе других ВИЭ.

Повышение цен на газ вызовет интенсификацию процессов замещения газа электроэнергией, что может привести к относительному увеличению электроемкости экономики по сравнению с инновационным сценарием. Ценовая конъюнктура на мировом рынке обусловит увеличение темпов развития высокотехнологичных производств энергоемких сырьевых отраслей (металлургия, машиностроение, особенно производство сплавов и других материалов с заданными свойствами и др.).

Прогнозируемые изменения в производственной структуре промышленности и других отраслей экономики обусловят изменения в ее региональной структуре. Поскольку новые производства и сопутствующая им инфраструктура будут тяготеть к источникам более дешевой энергии и сырья, опережающими темпами станут развиваться Сибирь и Дальний Восток.

По данному варианту прогнозируются высокие темпы увеличения добычи газа с учетом интенсивного отбора на действующих месторождениях, ускоренного освоения перспективных месторождений полуострова Ямал, Штокмановского, Чаяндинского, Ковыктинского и других месторождений, а также с учетом реализации инфраструктурных проектов для экспорта газа на рынки Китая и других стран АТР, включая реализацию большинства намеченных проектов СПГ.

• Объем добычи газа увеличится до 806 млрд. куб.
• М к 2020 году и 925 млрд. куб.
• М к 2030 году.
• Доля независимых производителей газа и нефтяных компаний в 2020 году составит около 28,7% от общего объема добычи газа, в 2030 году — 34,9 процента.
• Суммарный объем капитальных вложений в добычу газа за 2012 — 2030 гг.

в сопоставимых ценах составит 10 трлн. рублей. Среднегодовой прирост внутреннего потребления газа в 2012 — 2030 гг. составит 1,3%, а его доля потребления в первичных энергоресурсах к концу периода снизится до 53,1 процента. Предусматриваются высокие темпы роста экспорта газа трубопроводным транспортом, в результате объемы экспорта газа возрастут до 232,6 млрд.

• Куб. м в 2020 году с последующим ростом до 256,8 млрд. куб.
• М к 2030 году.
• Доля экспортных поставок в страны АТР в общем трубопроводном экспорте к 2030 году возрастет до 11,7% и составит 30 млрд. куб. метров.
• Также в страны АТР будет осуществляться экспорт СПГ, уровень которого к 2030 году возрастет до 54 млн.

тонн. В варианте предусматривается возможность строительства дополнительно двух ниток газопровода «Северный поток».

Какой газ в России?

Около 88 % добычи приходится на природный газ, около 12 % — на попутный нефтяной газ.

Сколько газа у США?

Список стран по доказанным запасам природного газа

Сколько стоит газ в Америке?

Домохозяйства: Цена 0.046 USD за kWh. Средняя цена в мире составляет 0.087 USD за kWh. Бизнес: Цена 0.044 USD за kWh. Соединенные Штаты Америки цены на природный газ

Какая цена на газ в Германии?

Германия — цены СУГ топливо: Мы показываем цены с 11-июль-2022 г. по 17-окт-2022 г. Средняя цена в этот период составляет 1.04 (Euro) с минимальные 0.97 (Euro), 22-авг-2022 года и не более 1.12 (Euro), 05-сен-2022 года. Для сравнения, средняя цена газ топлива в мире за этот период составляет 0.84 Euro.

Сколько газа в России?

Москва, 19 сен — ИА Neftegaz.RU. Разведанные запасы природного газа на территории РФ в 2021 г. снизились на 6,32% по сравнению с 2020 г. — до 44,5 трлн м 3, в то время как запасы нефти выросли на 0,11% — до 19,03 млрд т.

Сколько стоит куб газа в Европе сегодня?

Таблица цен на газ (LPG) в Европе

Сколько стоит 1000 кубов газа в Украине?

Поставщики горячей воды и отопления получат газ по цене 7 420 гривен за 1000 кубометров. Бюджетным учреждениям продадут топливо дороже более, чем в 2 раза. Кабинет Министров Украины зафиксировал цены на газ для производителей тепла и бюджетных учреждений, потребление голубого топлива сократят на 10%.

7 420 гривен (без учета стоимости транспортировки) – производителям тепловой энергии и поставщикам горячей воды и отопления населению;16 390 гривен для бюджетных учреждений;38 325,50 гривны с учетом НДС за 1000 кубометров газа для других нужд.

Фиксированные объемы природного газа определяет Министерство развития общин и территорий. Поставщикам горячей воды и отопления газ будут продавать по 7 420 гривен за 1 тыс. кубометров Фото: УНИАН Для измерения объемов берется помесячная разбивка с 1 августа 2022 года по 31 марта 2023 года, которая должна быть на 10% меньше общих фиксированных объемов природного газа, предусмотренных условиями договора поставки природного газа с производителями на 2021-2024 годы.

Фокус ранее описывал ситуацию на газовом рынке после начала войны с Россией, Рано или поздно расходы на закупку топлива производители тепла захотят разделить с потребителем, чтобы избежать банкротства. Отметим, что госоператор «Нафтогаз» занялся пополнением клиентской базы – компания получает домохозяйства, чей поставщик газа оказался ненадежным.

Известно, что с 1 мая более 8,8 млн домохозяйств получали газ от «Нафтогаза».

Сколько стоит 1000 кубометров газа в России?

table>

Сколько стоит 1 куб газа в Латвии?

С 1 июля в Латвии снова повышаются цены на газ: на сколько foto;https://antikor.com.ua/ Тарифы АО «Латвияс газе» на природный газ для населения вырастут с 65,6% до 89,9% в зависимости от объема потребления с 1 июля 2022 года, сообщается в официальном издании «Латвияс Вестнесис».

Для населения, потребляющего до 250 кубометров природного газа в год, дифференцированный конечный тариф реализации с налогом на добавленную стоимость (НДС) и акцизами на второе полугодие 2022 года увеличится на 65,6% — с 1,10209 евро за кубометр до 1,8252 евро за кубометр, а для населения, потребляющего от 250 до 500 кубометров природного газа, итоговый тариф вырастет на 74,7% — с 0,96649 евро за кубометр до 1,6896 евро за кубометр.

При этом для домохозяйств, потребляющих от 500 до 25 тысяч кубометров природного газа в год, окончательный тариф вырастет на 89,9% — с 0,80405 евро за кубометр до 1,52715 евро за кубометр. Как сообщили агентству LETA в Latvijas gāze, во второй половине 2022 года домохозяйствам, которые используют природный газ только для приготовления пищи и потребляют четыре кубометра газа в месяц, будут платить около 10,56 евро в месяц вместо прежних 7,67 евро.

В свою очередь, для домохозяйств, использующих природный газ для отопления и потребляющих в среднем 180 кубометров в месяц, плата увеличится со 148 евро до 278,15 евро в месяц. Председатель правления Айгарс Калвитис отмечает, что рост стоимости энергии природного газа домохозяйства почувствовали уже в первой половине этого года, однако он был значительно ниже, чем общий рост цен на природный газ на рынке.

Повышение тарифов для домохозяйств с более высоким потреблением также было компенсировано государственной поддержкой с января по апрель. «Учитывая рост цен на природный газ на мировом рынке, купить такой дешевый природный газ уже невозможно, а дешевый газ, купленный в прошлом сезоне, израсходован, поэтому природный газ необходимо покупать по его текущей цене и тарифы на второе полугодие уже составляют 107,34 евро за мегаватт-час (МВт-ч)», — поясняет Калвитис.

В компании отмечают, что повышение тарифов на природный газ можно объяснить как высоким прогнозом закупочной цены на природный газ на Западноевропейской бирже (TTF) в ближайшие полгода, так и предыдущими шестимесячными ценовыми рекордами. Самая высокая точка в этом году была достигнута в апреле, когда индекс TTF достиг 130 евро за МВтч.

Текущие рыночные прогнозы также показывают, что до следующей весны газ по-прежнему будет стоить 90-100 евро за МВтч. Общая сумма платежей за природный газ домохозяйствам состоит из пяти компонентов: цена природного газа, на которую влияют колебания цены ресурса на мировых рынках и рассчитывается по методике, утвержденной Комиссией по коммунальным предприятиям, плата за услуги по передаче, услуги оператора распределения, где тарифы рассчитываются и согласовываются с PUC компанией Gaso, а также акцизы и налог на добавленную стоимость, регулируемые государством.

Тарифы для потребителей природного газа с годовым потреблением до 25 000 кубометров меняются два раза в год – 1 января и 1 июля.

Читать подробнее: С 1 июля в Латвии снова повышаются цены на газ: на сколько