Север и рынок. 2021, № 1.

На основании проведенного анализа можно констатировать: Австралия, Катар, США и Россия имеют возможности для увеличения объемов добычи и экспорта сжиженного природного газа, дальнейшее развитие событий во многом зависит от конъюнктуры рынка, при этом себестоимость американского СПГ значительно выше российского и катарского газа. Алжир, Индонезия и Малайзия не смогут в ближайшие 5-6 лет значительно нарастить объемы производства и экспорта СПГ. Нигерия, обладающая достаточными запасами, осуществляющая строительство 7-й линии завода “Nigeria LNG”, к 2027-2028 гг. увеличит объем производства и экспорта на 8 млн т. Заключение В рамках выполненного исследования были определены ключевые производители и экспортеры сжиженного природного газа: это Австралия, Алжир, Индонезия, Катар, Малайзия, Нигерия, Россия и США. Несмотря на общее снижение потребления первичной энергии из-за пандемии коронавируса в 2020 г., объем потребления сжиженного природного газа, по предварительным оценкам, вырос на 2 % — до отметки в 366 млн т. Основной причиной послужило стремление большинства стран Европейского союза, а также некоторых стран Азиатско - Тихоокеанского региона к замещению угля природным газом. Кроме того, условия для увеличения потребления СПГ создала морозная зима 2020 г. Проведенная в рамках статьи оценка потенциала ключевых производителей и экспортеров сжиженного природного газа показала, что в среднесрочной перспективе, то есть к 2027-2028 гг., значительно увеличить объемы производства и экспорта СПГ могут только Катар, США и Россия. Австралия, обладающая свободными производственными мощностями и запасами природного газа, не в состоянии значительно увеличить экспорт из-за постоянно растущего внутреннего спроса на газ в последние годы, к тому же цены на газ внутри страны порой превышают экспортные. Катар и Россия обладают достаточными запасами природного газа, а реализуемые в настоящее время проекты, такие как “North Field East”, «Арктик СПГ — 2» и др., позволят значительно увеличить производственные мощности. Так, к 2028 г. производственные мощности Катара достигнут отметки в 110-120 млн т (+32-42 млн т), России — 60-70 млн (+30-40 млн т). Стоит отметить, что себестоимость катарского и российского СПГ значительно ниже американского [1], а успешность реализации американских проектов по увеличению производства и экспорта СПГ полностью зависит от цен на газ. Несмотря на увеличение объемов экспорта СПГ во второй половине 2020 г., общее число буровых установок «на газ» в США сократилось до исторического минимума. Важным моментом является то, что, несмотря на все заявления американской стороны об экспансии европейского рынка, основной упор был сделан на рынок стран Азиатско-Тихоокеанского региона, где цена на газ в декабре поднималась до отметки в 800 долл. за 1000 м3. Очевидно, что выдержать конкуренцию с Катаром и Россией на европейском рынке американскому СПГ будет сложно, а вот активно растущий рынок Китая способен потребить все имеющиеся излишки даже по ценам американского СПГ. Анализ российского рынка сжиженного природного газа показал, что практически весь предназначающийся для сжижения и экспорта российский газ добывается в Арктической зоне РФ. По итогам 2020 г. отмечен рост объемов производства и экспорта — 30,5 млн т, из них 22 млн т было поставлено на рынок стран Европейского союза, остальной объем пришелся на Азиатско-Тихоокеанский рынок. В случае успешной реализации всех обозначенных проектов объем производства и экспорта российского СПГ удвоится к 2028 г. Благодарность. Исследование выполнено в рамках темы «Взаимодействие глобальных, национальных и региональных факторов в экономическом развитии Севера и Арктической зоны Российской Федерации» по государственному заданию ФИЦ КНЦ РАН. Литература 1. Ульченко М. В. Перспективы поставок российского арктического природного газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона // Север и рынок: формирование экономического порядка. 2020. № 1 (67). С. 79-89. 2. Gonzalez A., Lagos V. Do LPG prices react to the entry o f natural gas? Implications for competition policy // Energy Policy. 2021. Vol. 152. Р. 111806. 94