Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира
Подождите немного. Документ загружается.
161
Таблица 2.28
Структура потребления природного газа в США, % [120]
Сферы использования 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2004 г.
2006 г.
(прогноз)
Потребление предприятиями
газовой отрасли
4,8 4,8 4,9 4,7 5,0 4,6
Обслуживание газопроводов 2,9 2,8 2,8 2,8 3,0 2,8
Отопление жилья 21,1 21,4 21,5 21,9 21,9 21,9
Коммерческий сектор 13,6 13,8 13,7 13,9 13,4 14,4
Электроэнергетика 21,5 22,3 24,0 24,7 23,9 24,8
Промышленность 36,1 34,9 33,1 32,0 32,8 31,5
Итого 100 100 100 100 100 100
В промышленности наибольший удельный вес занимает химическая промышленность
(порядка трети). Если отнести объем потребления природного газа в химической
промышленности к суммарному потреблению газа, то эта доля составляет 10% (для
сравнения в России – 2,5%).
В 2001 г. Департамент энергетики США опубликовал анализ перспектив развития
американского внутреннего рынка энергоносителей до 2025 года. Результатом этой работы
стал прогноз потребления первичных энергоносителей при трех (базовом, оптимистичном и
пессимистичном) вариантах развития американской экономики.
Согласно базовому сценарию, по которому ежегодный экономический рост оценивался
в 3%, в 2010 году американской экономике потребуется примерно 720 млрд м
3
природного
газа, а к 2025 году спрос на газ составит уже порядка 870 млрд м
3
. При этом доля
электроэнергетики в потреблении газа с нынешних 23,9%, по расчетам экспертов EIA,
увеличится к этому периоду до 31%, а доля промышленности сократится до 29 %. Более
подробно рост спроса на природный газ в перспективе представлен в табл. 2.29.
Таблица 2.29
Прогноз спроса на природный газ по секторам (млрд м
3
) [119]
2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г. 2025 г.
Потребление предприятиями газовой отрасли 31,98 33,11 33,96 36,51 35,94
Обслуживание газопроводов 18,39 19,24 20,10 22,64 23,21
Жилищно-коммунальный сектор 143,20 156,23 162,44 166,40 169,52
Коммерческий сектор 86,60 95,94 101,31 107,54 114,61
Промышленность 204,33 222,72 233,76 244,51 254,70
Электроэнергетика 146,03 190,74 237,44 267,43 266,87
Автотранспортное топливо 0,85 1,70 2,26 2,83 3,11
Итого: 631,38 719,68 791,27 847,86 867,96
Достаточно большую долю в повышении спроса на газ вносят проблемы экологии и
конкуренция на энергетическом рынке. Чтобы замедлить процесс глобального потепления,
США и другие промышленно развитые государства приняли решение о снижении выбросов
оксидов углерода (прежде всего, углекислого газа) в атмосферу. Это существенно скажется
на использовании газа в качестве топлива для автомобилей. Его потребление в данном
секторе, согласно прогнозу EIA, возрастет в 5 раз к 2025 г. по сравнению с 2004 г. Еще в
октябре 1997 г. экс-президент Клинтон заявил, что Америка должна следовать политике
«топливной конверсии» – переходить с угля на природный газ для производства
электроэнергии на электростанциях.
Многие мероприятия, предусмотренные в рамках экологической программы
ограничения выбросов, были осуществлены благодаря активной конкуренции между
поставщиками энергии. При превращении топлива в полезную энергию более экономичные
процессы дают не только меньше выбросов, но и снижают себестоимость энергии, повышая
конкурентоспособность производителя.
Участниками американского газового рынка являются также Канада и Мексика.
Канада – крупный производитель газа: объем добычи в 2004 г. составил 182,8 млрд м
3
, в
2005 г. – 185,5 млрд м
3
; потребление соответственно – 89,5 млрд м
3
и 91,4 млрд м
3
[ 6 ].
162
Канада – крупнейший экспортер природного газа. В 2004 г. из Канады в США поступило 102
млрд м
3
газа, причем этот газ шел из пров. Альберта, основного газодобывающего района
Канады в штаты Промышленного Востока и Среднего Запада США. В 2005 г. объем
экспорта возросло 104,2 млрд м
3
. В свою очередь для обеспечения газом своих «старых»
территорий на юго-востоке (районы Монреаля, Оттавы, Квебека) Канада импортирует газ из
США. (8,7 млрд м
3
в 2004 г. и 10,1 млрд м
3
в 2005 г.) по газопроводам, работающим еще с
тех времен, когда у Канады практически еще не было собственной газодобычи.
Мексика – один из крупнейших производителей нефти; однако, что касается добычи
природного газа, то хотя за последние 10 лет добыча газа в стране росла, но объемы добычи
не столь внушительны, как объемы добычи нефти. В 1994 г. в Мексике было добыто 37,4
млрд м
3
природного газа, а в 2005 г. – 39,5 млрд м
3
. За 10 лет добыча возросла на 43%.
Потребление же в 2004 г. составило 48,2 млрд м
3
. Недостающий газ в объеме 10 млрд м
3
в
2005 г. поступил из США. По прогнозу объем потребления природного газа в Мексике в
период до 2012 г. будет расти на 6,8% в год, что заметно выше, чем прогнозируемые темпы
роста спроса на электроэнергию (5,6%), дизельное топливо (3,8%), бензин (3,3%) [121].
Увеличение добычи газа будет связано с трудностями, так как за последние 20 лет объем
доказанных запасов газа в Мексике снизился с 2,17 трлн м
3
в 1984 г. до 0,41 трлн м
3
в 2005 г.
Потребуются значительные инвестиции для выполнения геолого-разведочных работ по
поиску новых месторождений природного газа.
Южноамериканский рынок газа пока остается обособленным и неразвитым, хотя
имеет благоприятные перспективы. Разведанные запасы природного газа в странах Южной и
Центральной Америки составляют 7,1 трлн м
3
, в т.ч. в Венесуэле – 4,22 трлн м
3
, Боливии –
0,89 трлн м
3
, Аргентине – 0,61 трлн м
3
, Тринидаде и Тобаго – 0,53 трлн м
3
. Однако по оценке
экспертов потенциальные ресурсы природного газа на южноамериканском континенте
огромны: в Венесуэле – 150 трлн м
3
, Боливии – 28,7 трлн м
3
, Аргентине – 29,4 трлн м
3
,
Бразилии – 9,0 трлн м
3
, Перу – 6,8 трлн м
3
[122].
Суммарная добыча природного газа в Центральной и Южной Америке составляла в
2004 г. 129,1 млрд м
3
, в т.ч. в Аргентине – 44,9 млрд м
3
, Венесуэле – 28,1 млрд м
3
. Тринидаде
и Тобаго – 27,7 млрд м
3
, Боливии – пока 8,5 млрд м
3
. В 2005 г. добыча газа в регионе
составила 135,6 млрд м
3
, т.е на 4,8% выше уровня 2004 г. [6].
Потребление природного газа на континенте составило в 2004 г. 117,9 млрд м
3
.
Наиболее крупными потребителями являются Аргентина – 37,9 млрд м
3
(2004 г.), Венесуэла
– 28,1 млрд м
3
, Бразилия – 18,7 млрд м
3
. Основным экспортером природного газа является
Тринидад и Тобаго, поставивший на международные рынки в 2004 г. 14 млрд м
3
газа в виде
сжиженного природного газа. По трубопроводам газ в относительно небольших количествах
поступает в Бразилию из Боливии (7,1 млрд м
3
в 2004 г.) и из Аргентины (0,5 млрд м
3
), а
также в Чили из Аргентины (7,2 млрд м
3
в 2004 г.). В 2005 г. потребление газа в странах
Южной и Центральной Америки составило 124,1 млрд м
3
[6].
Время трансюжноамериканских газопроводов пока еще не пришло, но оно уже на
подходе. Президенты Венесуэлы, Аргентины и Бразилии подписали соглашение о будущем
строительстве трансконтинентальных газопроводов протяженностью 8–10 тыс. км из
Венесуэлы в Аргентину через Бразилию и Уругвай. Строительство газотранспортных систем
потребует 10–17 млрд долл. и 5 лет на сооружение [122].
По расчетам экспертов поставки газа из Венесуэлы в Бразилию в объеме 33–50 млрд
м
3
/год могут быть обеспечены по цене сиф 95 долл./тыс.м
3
(что предпочтительнее поставок
из Боливии по 130 долл./тыс.м
3
).
Первый участок трансконтинентального газопровода по территории Южной Америки
намечено осуществить от г. Ордас де Пуэрто в Венесуэле до г. Мараба в Бразилии.
Протяженность газопровода 2950 км, число компрессорных станций – 13, диаметр
газопровода – 66 дюймов (1680 мм). Газопровод пройдет через штат Рондониа и
продолжится на юг до Манауса, столицы штата Амазонас, а оттуда в г. Мараба, столицу
штата Пара. В Манаусе газопровод соединится с газотранспортной системой, которую
163
бразильская национальная компания Petroleo Brasileiro ведет от месторождения вблизи г.
Уруку. Прокладка газопровода в штате Амазонас может встретить активное противодействие
«зеленых», мечтающих сохранить в неприкосновенности уникальную экосистему этого
штата.
От г. Мараба должна отойти ветка газопровода в г. Форталеза, столицу штата Сеара.
Протяженность ветки – 1387 км, диаметр газопровода – 32–34 дюйма (813–864 мм),
мощность – 12,3 млрд м
3
/год. В г. Форталеза газопровод может соединиться с существующей
газотранспортной системой, идущей вдоль побережья в г. Сальвадор, столицу штата Баия. Из
г. Сальвадор компания Petroleo Brasileiro строит газотранспортную систему, связывающую
север и юг Бразилии. Компания собирается инвестировать 3,9 млрд долл. в течение 3-х лет
для сооружения 4191 км газовых магистралей.
Еще один участок газопровода (1977 км) должен пройти из Мараба в штат Сан-Паулу.
Мощность газопровода – 14,7 млрд м
3
, конечный пункт – г. Сан-Паулу. Из Сан-Паулу
предполагается проложить еще одну линию газопровода протяженностью 1875 км между
штатом Рио Грандо до Сул и Уругваем и, минуя Уругвай, в Аргентину.
Таким образом, в течение 5 лет южноамериканский континент получит достаточно
мощную трансконтинентальную газотранспортную систему.
2.10. Европейский газовый рынок
2.10.1 Общая характеристика
Европейский газовый рынок является одним из крупнейших мировых газовых рынков,
уступая по масштабам потребления природного газа рынкам Северной Америки и стран –
республик бывшего СССР. Динамика доли европейского газового рынка в мировом
потреблении газа приведена в табл. 2.30.
Таблица 2.30
Доля европейского газового рынка в мировом потреблении природного газа в 1991–2005 гг. [6]
Показатели 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Мировое
потребление
природного
газа, млрд м
3
2007,2 2010,8 2091,5 2063,5 2126,2 2226,5 2213,5 2241,3 2298,7 2397,2 2404,9 2535,5 2591,0 2689,3 2749,6
Потребление
природного
газав Евро-
пе, млрд м
3
339,3 336,8 353,7 391,7 380,9 422,8 416,1 429,1 444,5 458,8 470,1 516,6 508,7 519,6 535,6
Доля евро-
пейского
рынка, %
16,9 16,7 17,2 17,2 17,9 19,0 18,8 19,1 19,5 19,2 19,5 20,4 19,6 19,3 19,5
В 90-е годы и в начале XXI века спрос на природный газ в Европе непрерывно рос (за
последние 10 лет спрос возрос на 46%, или 3,9% в год). Из суммарного общеевропейского
потребления газа в 2004 г. (519,6 млрд м
3
) основная часть приходилась на страны
Организации экономического сотрудничества и развития (94,5%). Основными
потребителями газа были ведущие промышленные страны континента: Великобритания (98,0
млрд м
3
), Германия (85,9 млрд м
3
), Италия (73,5 млрд м
3
), Франция (44,7 млрд м
3
), доля
которых составляла 58,1% суммарного потребления газа в Европе. При этом из названных
стран только Великобритания была еще в состоянии обеспечить свои потребности
самостоятельно. Из других потребителей природного газа в Европе следует отметить страны
Центральной и Восточной Европы (13,2% общеевропейского потребления газа в 2004 г.) и
так называемые «малые страны» Западной Европы, включая скандинавские страны и страны
Пиренейского полуострова (28,7% в 2004 г.). В 2005 г. потребление сжиженного газа в
Европе возросло на 16 млрд м
3
, или на 3,1%.
Еще сравнительно недавно природный газ в Европе добывался в мизерных количествах
164
и только после открытия шельфовых месторождений Северного моря началась
крупномасштабная промышленная добыча газа. В 2004 г. в Европе было добыто 310,6 млрд
м
3
газа, причем Европейские страны бассейна Северного моря (Великобритания, Норвегия,
Нидерланды, Дания) добыли совместно 252,6 млрд м
3
(81,3% суммарной добычи газа в
Европе). Другие производители природного газа добыли в 2004 г. 58,0 млрд м
3
, из которых
наибольшая добыча пришлась на Германию (16,4 млрд м
3
).
Основными внешними экспортерами природного газа в Европу были в 2004 г. Россия,
поставившая в страны Западной Европы по газопроводам 148,4 млрд м
3
, что составило 28,6%
потребления газа в Европе, а также Алжир, Нигерия, ОАЭ, Катар, Оман, Ливия, Тринидад и
Тобаго, Казахстан, суммарно поставившие 118,6 млрд м
3
природного газа как по
трубопроводам, так и в виде сжиженного природного газа. Вторым после России
экспортером природного газа в Европу был Алжир, поставляющий газ с 1973 г. и
являющийся монополистом на газовом рынке стран Пиренейского полуострова. Из Алжира в
Европу в 2004 г. было поставлено 60,1 млрд м
3
природного газа по газопроводам,
пролегающим по дну Средиземного моря, а также танкерами-метановозами в виде
сжиженного природного газа (СПГ). Природный газ в виде СПГ поставляется в Европу из
Нигерии (11,8 млрд м
3
в 2004 г.), стран Персидского залива (Оман, Катар и ОАЭ), Ливии и
Тринидада и Тобаго. Кроме этого поставки газа в Европу в небольших объемах осуществляет
российско-казахстанское предприятие «КазРосГаз» из Казахстана транзитом через
территорию России.
Структура газового рынка Европы в 2004 г. сложилась следующим образом: Россия
занимала 28,6% европейского рынка, Великобритания – 18,4%, Норвегия – 15,1%,
Нидерланды – 13,2%, Алжир – 11,6%, Нигерия – 2,3%, страны Ближнего Востока – 3,0%,
остальные страны Европы – 7,8% [6].
В 2005 г. поставки природного газа в Европу (включая внутренние поставки и
реэкспорт) составили 422,8 млрд м
3
, в т.ч. из газодобывающих стран Европы 38,0%, России
(включая газ Туркменистана и Казахстана) – 38,9%, африканских стран – 20,3%,
ближневосточных стран – 2,8%. Соотношение поставок магистрального и сжиженного газа –
84 : 16.
Структура газового рынка в Европе была такова: собственно европейский газ – 51,1%,
газ из России – 28,2%, транзитный газ из центральноазиатских государств – 2,5%, из
африканских стран – 16%, из ближневосточных стран – 2,2% [6]. Динамика объемов добычи,
потребления, экспорта и импорта, а также переходящих запасов газа в Европе в последние
несколько лет представлена в табл. 2.31.
Таблица 2.31
Положение с природным газом в Европе в 1999–2005 гг. (млрд м
3
) [6]
Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2004 г. 2005 г.
Добыча 292,8 300,9 306,4 318,3 310,6 324,6
Импорт 267,2 288,2 295,8 310,8 264,3 331,7
Экспорт 100,5 113,6 124,2 92,5 154,3 160,7
Видимое потребление 456,3 468,6 485,6 516,6 519,6 535,6
Переходящие запасы 36,0 43,5 36,7 40,0 н.д.* 40,0
* нет данных
В Европе соотношение собственной добычи и импорта постепенно меняется в сторону
увеличения доли импорта. Если в начале и середине 90-х годов доля собственной добычи
составляла 2/3 европейского рынка газа, то к концу 90-х годов она снизилась до 62–63%, в
2001–2005 гг. составляла порядка 60%.
Постоянный рост потребления природного газа в Европе связан с преимуществами
этого вида энергоресурса перед другими. Природный газ более экономичен, технологичен и,
главное, экологичен по сравнению с углем и мазутом.
Основными сферами потребления природного газа в Европе являются коммунально-
бытовой сектор, промышленность и энергетика. Именно экологические преимущества
природного газа как топлива для электростанций вызывает его все увеличивающийся спрос
165
на европейском континенте.
В структуре топливно-энергетического баланса европейских стран природный газ
составляет в отдельных странах достаточно высокую долю (Нидерланды, Великобритания,
Италия – 35–40%); в других странах эта доля соответствует среднемировой (21–24% –
Бельгия, Германия); в ряде стран доля природного газа в энергобалансе невелика (Франция,
Финляндия – 14–15%), а в некоторых ничтожна (Швеция, Греция – 2–5%).
На конъюнктуру европейского газового рынка в настоящее время оказывают влияние
две разнонаправленные тенденции: с одной стороны – усиление концентрации капитала; с
другой – диверсификация источников поставки газа.
В области добычи, импорта, транспорта и хранения газа значительную роль играют
транснациональные корпорации и энергетические концерны, наряду с которыми действуют
другие газовые торговые фирмы. Список десяти крупнейших производителей газа
возглавляют компании Exxon Mobil и Royal Dutch/Shell, на долю которых приходится 30%
общеевропейской добычи природного газа. Эти две компании вместе с итальянским
энергетическим концерном ENI и норвежской газовой компанией Petoro контролируют
больше половины европейской добычи газа.
В Германии больше половины импорта газа в страну осуществляет газовый концерн
E.ON Ruhrgas; в Италии 84% импорта газа – филиал энергетического концерна ENI (ENI Gas
and Power); во Франции 95% поставок – газовая компания Gaz de France; в Испании 92% –
компания Gas Natural; в Бельгии 95% – компания Distrigas; в Австрии 90% – нефтегазовая
компания OMV.
Цены на газ (средние) в странах ЕС изменялись следующим образом (долл./тыс м
3
):
1990 г. – 101,5; 1991 г. – 114,5; 1992 г. – 99,4; 1993 г. – 91,1; 1994 г. – 80,6; 1995 г. – 85,3; 1996
г. – 87,5; 1997 г. – 95,4; 1998 г. – 81,4; 1999 г. – 66,2; 2000 г. – 117,0; 2001 г. – 150,8; 2002 г. –
124,9; 2003 г. – 158,4; 2004 г. – 164,2; 2005 г. – 226,1. В последние годы в связи с ростом цен
на нефть, поднялись и цены на газ. Разница цен по отдельным странам ЕС колеблется в
пределах максимум 4–6%. Цены на сжиженный природный газ (СПГ) на европейском рынке
были следующие (долл./тыс м
3
): 1996 г. – 123,5; 1997 г. – 90,7; 1998 г. – 96,5; 1999 г. – 89,6;
2000 г. – 94,3. В 2001–2005 гг. цены на СПГ в Европе поднялись до уровня порядка 200
долл./тыс.м
3
. Наиболее высокие цены на СПГ были в Испании, наиболее низкие – во
Франции. Цены на газ в Великобритании до 2003 г. были ниже, чем в континентальной
Европе, но в 2004–2005 гг. стали выше примерно на 5%.
Отмечая важность указанных факторов развития газового рынка Европы (концентрация
капитала и диверсификация источников поставок импортного газа), все же необходимо
подчеркнуть, что еще более важное значение имеет осуществляемая Европейским Союзом
либерализация газового рынка.
2.10.2. Либерализация газового рынка Европы
В 1991 г. Европейским Союзом была принята Европейская Энергетическая Хартия –
политическая декларация, нацеленная на сотрудничество между Востоком и Западом в
области энергетики.
В 1993 г. министерство энергетики Германии подготовило проект реформы
энергетического сектора страны, который предусматривал устранение всех барьеров на пути
доступа третьих компаний к транспортной инфраструктуре страны. Хотя проект так и не был
воплощен в жизнь, осенью 1996 г. аналогичный по содержанию документ применительно ко
всему Европейскому Союзу подготовила Еврокомиссия, что строго исторически и является
датой рождения европейской газовой директивы. 22 июня 1998 г. Совет ЕС и Европарламент
ратифицировал законопроект «Об установлении общих правил функционирования рынка
газа в странах-членах ЕС». В виде «общих правил для внутреннего рынка природного газа»
Газовая директива вступила в силу с августа 2000 г.
Документ предполагает запрет правового монополизма на национальные
газотранспортные сети и «прозрачность» исполнения владельцами газопроводов
166
обязательств по прокачке газа по их сетям, свободный доступ к этим сетям всех желающих
поставлять газ на европейский рынок на основе постоянного увеличения доли третьих
поставщиков в общем объеме национального потребления. На первоначальном этапе этот
объем был определен в 20% газового рынка.
Газовая директива также предполагала пересмотр всех контрактов на поставку газа в
Европу, если они содержат пункт о запрете перепродажи газа стороной – покупателем.
Основная идея газовой директивы – обеспечение свободного доступа производителей
газа к непосредственным потребителям и снижение цен на газ на европейском рынке. Она
стимулирует развитие системы розничных продаж газа на основе краткосрочных контрактов
(спотовых сделок).
К настоящему времени газовая директива ратифицирована большинством
европейских государств – членов ЕС и стала частью их национального законодательства. По
прогнозам экспертов ЕС либерализация европейского газового рынка приведет к снижению
потребительских цен на этот вид топлива на 30–35% за счет уменьшения в структуре цены
маржи владельцев газопроводов.
По данным отчета Европейской комиссии (октябрь 2002 г.) для конкуренции было
открыто более 70% рынка ЕС, причем 100%-ная степень либерализации отмечалась в трех
странах – Австрии, Великобритании и ФРГ. В табл. 2.32 приведены данные Еврокомиссии о
ходе реализации Газовой директивы в 12 странах ЕС.
Таблица 2.32
Степень либерализации европейского рынка газа
Страны Степень открытости рынка, %
Фактический или планируемый год 100%-ой
либерализации рынка
Австрия 100 2002
Бельгия 59 2003–2006
Великобритания 100 1998
Германия 100 2000
Дания 35 2004
Ирландия 82 2005
Испания 79 2003
Италия 96 2003
Люксембург 72 –
Нидерланды 60 2003
Франция 20 –
Швеция 47 2006
На практике процесс дерегулирования газового рынка Европы наталкивается на ряд
препятствий и проходит медленнее, чем предполагалось. На европейском газовом рынке
действие механизма спроса и предложения не проявляется в чистом виде вследствие
краткосрочных ценовых сигналов спотового рынка и долгосрочной динамики стоимости
предложения газа [123]. В Газовой директиве явно недоучтена колоссальная инерционность
газовой инфраструктуры в добыче и транспорте и невозможность реагирования на крупные
изменения в спросе путем значительного сдвига кривой предложения. Следует также учесть,
что попытка сделать спотовый рынок краеугольным камнем европейской торговли газом и
ориентация на рынок финансовых производных (фьючерсов по примеру нефтяного рынка)
является, по мнению экспертов, ошибочной. Без долгосрочных контрактов инвестирование в
объекты добычи и транспорта будет неоптимальным и приведет к росту затрат для
потребителей. Крупные и сложные объекты газовой инфраструктуры эффективно
функционируют на основе долгосрочных контрактов. Поскольку существует опасность, что
договаривающиеся стороны в условиях спотового рынка вряд ли сохранят длительные
отношения, дорогостоящие инвестиции могут использоваться неэффективно и не окупятся.
Здесь возникает серьезная проблема, точнее коллизия между ростом конкурентоспособности
и надежностью поставок. Для газового сектора, как впрочем и для электроэнергетики,
реформы в которой проходят параллельно с реформами в газовом секторе, проблема
167
надежности является ключевой, поскольку газовый рынок Европейского Союза во все
большей степени будет зависеть от импорта газа. Взвешенная позиция в вопросах снятия
коллизии между ростом конкурентоспособности и надежностью поставок заключается в
выборе эволюционного пути, согласно которому постепенный рост спотового рынка
сопровождается таким же постепенным сокращением доли долгосрочных контрактов.
Эксперты Европейского Союза разбивают препятствия реализации Газовой директивы
на несколько групп [124]:
а) концентрация рынка – высокая концентрация и ограниченный вход;
б) вертикальные барьеры для входа новых участников;
в) отсутствие рыночной интеграции;
г) отсутствие прозрачности;
д) механизм ценообразования пока привязан к ценам на нефть.
Представители стран – экспортеров газа полагают, что ожидаемое снижение
потребительских цен на газ приведет к падению цен долгосрочных контрактов и для
экспортеров возрастут риски долгосрочных вложений в добычу газа, которые обычно
делятся между производителями и потребителями за счет долгосрочных контрактов.
Производителей и экспортеров газа поддержали владельцы газотранспортных сетей. Однако,
хотя аргументы противников либерализации можно понять, двигаться по пути нахождения
компромиссов придется для достижения нормального функционирования газового рынка
Европы.
Что же касается долгосрочных контрактов, то за их судьбу особо беспокоиться не
стоит, поскольку в Газовой директиве имеется специальная оговорка о необходимости
соблюдать основной принцип долгосрочных газовых контрактов («take or pay» – «бери или
плати»). Кроме того, все понимают, что доля импорта в структуре европейского рынка будет
возрастать (2002 г. – 40%, 2015–2020 гг. – 60–70%), поэтому не учитывать ситуацию в
газодобыче нельзя.
Создаваемый в Европе единый газовый рынок будет обслуживать 450 млн. чел. Для
промышленных потребителей новая энергетическая жизнь в Европе началась с 1 июля 2004
г., для домашних хозяйств – начнется с 2007 г.. Трансформация будет заключаться в том, что
на смену поставщикам – монополистам, обслуживающим закрытые для конкуренции
региональные и национальные рынки, должен прийти механизм единого энергорынка, на
котором каждый потребитель будет иметь право выбора поставщика энергетических
ресурсов, в т.ч. природного газа.
Усиление конкуренции делает необходимым образование регулирующих органов,
независимых от правительства. Эти легитимные структуры, создаваемые на базе
законодательных актов, которые определяют их миссию и организационные формы, статус
как независимых агентств [125].
Задачи регулирующих организаций состоят в следующем:
• определение рыночной и недискриминационной цены, соответствующей затратам плюс
получение дохода, достаточного для продолжения деятельности;
• стимулирование более эффективной работы компаний;
• установление правил поведения или социальных обязательств с целью учета интереса
потребителей.
В различных странах Европы используются различные инструменты регулирования
газовой промышленности. В частности, в Великобритании частный сектор ограничен
областью upstream. Национальной транспортировкой и дистрибьютерской деятельностью
занималась государственная компания British Gas Corp., которая была трансформирована в
две компании: British Gas Group pic, занимающуюся разведкой, добычей, транспортировкой
и хранением газа, и Centrica pic, занимающуюся продажей газа. В Нидерландах добычу и
транспортировку контролируют частные компании – мейджоры Shell, Exxon Mobil и
государственная компания DSM; распределение газа контролируют распределительные
компании под управлением местных властей. В Германии транспортировку импортного газа
168
осуществляет энергетический и газовый концерн E.ON-Ruhrgas. Распределительные
функции выполняют конгломераты государственно-муниципальных и частных компаний,
причем эти компании согласуют между собой эксклюзивные территории с одобрения
специальной государственной комиссии по конкуренции, а муниципальные власти имеют
монополию на распределение газа внутри муниципальных образований.
Оценивая перспективы либерализации европейского газового рынка, столь важного для
газовой промышленности России, необходимо принимать меры для того, чтобы
обеспечивать потребности Европы в газе, причем желательно по минимальной цене. Для
этого необходимо создание конкурентной среды внутри России, развитие добычи наряду с
Газпромом и независимыми производителями газа, а также поиск технологий и
возможностей альтернативных способов поставки газа в Европу, в частности, в виде
продуктов переработки газа.
Роль российского газа на европейском рынке останется наиболее весомой. По правилам
газовой директивы запрещено одному поставщику поставлять в любую страну не более 50%
ее потребности в газе и предоставлена возможность свободной перепродажи газа. Россия
пока выдерживает ограничение в 50% в отношении стран ЕС. ЕС подтвердил свое намерение
добиваться от России ратификации Договора к Энергетической Хартии (ДЭХ) и Транзитного
протокола. Но при этом надо сознавать, что ратификация ДЭХ означает уравнивание
внутренних и внешних тарифов на транспортировку.
Как уже отмечалось, существующий в ЕС режим единого рынка газа основан на
свободе выбора поставщика, доступе третьих лиц к сетям, борьбе с монопольной позицией
владельцев сетей, слиянии национальных рынков в единый рынок ЕС и, в конечном счете,
направлен на снижение цен на газ. В России не стоит задача снижения цен на газ и
выравнивание цен на российско-европейском газовом рынке вызовет серьезные последствия
для российской экономики.
2.10.3. Перспективы развития газового рынка Европы Запасы газа
Запасы газа в Европе составляли на конец 2001 г. 4,86 трлн м
3
, что соответствовало
3,1% мировых запасов. По сравнению с уровнем запасов на конец 1990 г. (5,52 трлн м
3
)
произошло снижение на 12% за счет постепенного истощения запасов на ряде крупных
месторождений. В 2005 г. разведанные запасы в Европе оценивались на уровне 1990 г. (5,52
трлн м
3
).
Распределение запасов по отдельным странам Европы представлено в табл. 2.33.
Таблица 2.33
Запасы природного газа в странах Европы (на конец 2004 г., трлн м
3
) [6]
Страна Разведанные запасы
Дания 0,09
Германия 0,20
Польша 0,12
Италия 0,17
Нидерланды 1,49
Норвегия 2,39
Румыния 0,30
Великобритания 0,59
Прочие страны 0,25
Итого 5,60
Как считают эксперты, запасы газа в странах Западной Европы не имеют перспектив к
росту. По мнению экспертов, геология запасов такова, что о росте перспективных запасов в
странах Европы говорить не приходится.
В настоящее время предпринимаются попытки найти на территории газодобывающих
стран Европы и на ее континентальном шельфе новые запасы газа, которые могли бы
заменить такое месторождение, как Гронинген, находящееся в стадии падающей добычи.
169
Однако поиски пока желательного успеха не принесли. Значительное падение добычи из-за
отсутствия проектов по вводу новых месторождений ожидает Великобританию. Ключевыми
месторождениями континентального шельфа Великобритании, которые сегодня
способствуют полному самообеспечению природным газом экономики этой страны,
останутся нынешние крупнейшие месторождения Хамильтон, Леман, Бриттания, Клиппер,
Энжин и Морекамбе, на последнем из которых к 2005 г. будет добываться до 20%
английского газа.
Наилучшим считается положение Норвегии. Ключевыми газовыми месторождениями
Норвегии являютмя по-прежнему Тролль и Хейдрун, а также введенные в эксплуатацию в
80–90 годы Статфьорд, Экофиск 2, Слейпнер. Устойчивая добыча на месторождении
мирового класса Тролль может быть дополнена выходом на максимальные показатели
добычи месторождений Осгард и Западный Слейпнер, а также введением новых
месторождений Ланге и Сновит, чьи запасы составляют соответственно 400 и 164 млрд м
3
.
В течение долгого времени, с момента начала разработки месторождения Гронинген,
Нидерланды играли важную роль на европейском газовом рынке. Собственно, и сегодня эта
страна является одним из крупнейших газовых экспортеров внутри ЕС. В настоящее время
предпринимаются попытки найти на территории страны и на ее континентальном шельфе
новые запасы природного газа.
Незначительный прирост добычи может быть достигнут на месторождениях Италии и
Дании, однако это не решит и малой толики проблем с наращиванием собственной
газодобычи в Европе.
Однако по мнению авторитетных российских специалистов Института нефти и газа
ОАО ВНИИзарубежгеология состояние запасов газа в регионе Северо-Западной Европы не
столь плачевно. Начальные доказанные запасы газа в пределах Северного и Норвежского
морей по состоянию на конец 2002 г. составляли 6,5 трлн м
3
. В то же время потенциальные
ресурсы региона составляют почти 10,9 трлн м
3
, в т.ч. британского сектора Северного моря –
3,1 трлн м
3
, норвежского сектора – 4,0 трлн м
3
, датского сектора – 0,35 трлн м
3
, голландского
сектора – 1,01, ресурсы Норвежского моря – 2,4 трлн м
3
. Прогнозные (еще не открытые)
ресурсы газа составляют 5,24 трлн м
3
и приходятся, в основном, на Северное море (46%),
Норвежское море (40%), Баренцево море (14%) [126].
В регионе добычи европейского газа сформировалась достаточно мощная
инфраструктура. Следует отметить, что формирование инфраструктуры газовой
промышленности началось позднее, чем нефтяной, и происходило по мере развития добычи
газа в отдельных секторах Северного моря. В настоящее время почти все эксплуатируемые
газовые месторождения объединены густой сетью трубопроводов в группы, от которых на
сушу проложены магистральные газопроводы. Таких газопроводов в Северном и
Норвежском морях насчитывается 20 общей протяженностью более 9,3 тыс. км. Наиболее
важными газопроводами являются Europipe, Norpipe и NorFRA.
Развитой системой газопроводов, подающих газ на сушу (около 5 тыс. км) обладает
Великобритания, начавшая добывать газ ранее других североморских государств.
Особое значение среди британских газопроводов имеет так называемый
«Интерконнектор». В отличие от других, служащих перекачке газа с моря на сушу,
«Интерконнектор» связывает Великобританию (Бактон) с материком (Зеебрюгге).
Газ месторождений норвежского сектора поступает на материк по трем магистральным
газопроводам: Norpipe («Норпайп») и Europipe («Юропайп») в Эмден (Германия) и Zeepipe
(«Зеепайп») в Зеебрюгге (Бельгия). Общая их протяженность 3,5 тыс. км. Месторождения
северной части норвежского сектора (в том числе Тролль) соединены также с терминалами в
Норвегии – Колонесс и Карсто. Газ месторожений, расположенных в Норвежском море,
поступает по газопроводу до о-ва Хитра. В датском секторе Северного мря проложен
газопровод, параллельный нефтепроводу. В нидерландском секторе наряду с местными
газопроводами имеется магистральный, пересекающий сектор с севера на юг и
заканчивающийся в Ден-Хельдере.
170
В североморских странах действуют 20 газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) общей
мощностью около 145 млрд м
3
/год. Половина из них (10 ГПЗ мощностью 114 млрд м
3
/год)
принадлежит Великобритании и расположена либо непосредственно на месторождениях
(Леман, Дефитигейбл – в южной, Хаттон – в северной части британского сектора), либо
поблизости от конечных пунктов газопроводов (Бактон, Фергюс).
С целью регулирования объемов газа, поступающих из месторождений в газопроводы и
к конечному потребителю, в североморских странах (кроме Норвегии) имеются подземные
газохранилища (ПХГ). В Великобритании в эксплуатации находятся четыре ПХГ с общим
объемом 10,2 млрд м
3
.
В 2002 г. в Норвегии началось проектирование первого в Европе завода по сжижению
природного газа (СПГ). Проект будет осуществлен на базе открытого в Баренцевом море
газоконденсатного месторождения Сновит (Белоснежка).
Максимальные объемы добычи газа европейскими странами превысили в начале
нового столетия уровень 310 млрд м
3
и к 2010 г. по оценке экспертов достигнут 270 млрд м
3
.
2.10.4. Перспективы спроса на газ в Европе
В самом ближайшем будущем экономика Европы в большей степени, чем сегодня,
будет зависеть от импорта природного газа, который, как представляется, останется вторым
энергоносителем после нефти. Как известно, спрос на энергоносители определяется рядом
экономических, демографических и политических факторов. В конце XX и в начале XXI века
развитие рынка энергоносителей в Европе все в большей степени зависит от энергетической
политики стран континента, одним из приоритетов которой становится стремление
увеличить долю природного газа в энергетическом балансе. Помимо желания
диверсифицировать потребление энергоресурсов на континенте и снизить зависимость от
импорта ближневосточной нефти, одной из причин применения природного газа является его
безопасность для окружающей среды. Именно экологический аспект делает газ более
привлекательным энергоносителем по сравнению с углем или нефтепродуктами для
европейцев, где экологические движения все в большей степени влияют на политику
государств.
Принятие общего законодательства, несомненно, будет способствовать дальнейшему
повышению роли газа в экономике континента. Очевидно, что к 2010 г. процесс
законодательного оформления европейского газового рынка будет завершен, но вот в какой
степени в законодательстве будут учтены интересы ведущих поставщиков, говорить пока
сложно. Этот вопрос является предметом регулярных переговоров между
заинтересованными сторонами.
Перспективы роста потребления газа в странах Европы выглядят впечатляюще. По
перспективным оценкам экспертов среднегодовые темпы роста потребления природного газа
в период до 2020 г. составят не менее 3% в год.
В период до 2010 г. экономика Европы в большей степени, чем сегодня, будет зависеть
от импорта природного газа, который останется вторым энергоносителем после нефти.
Приоритетом энергетической политики стран Европы в этот период будет стремление
увеличить долю природного газа в энергобалансе, диверсифицировать потребление
энергоресурсов, чтобы снизить зависимость поставок нефти из региона Ближнего Востока.
Помимо этого европейские страны в стремлении улучшить экологическую ситуацию
склоняются ко все большему потреблению природного газа, обладающего лучшими
экологическими характеристиками, чем уголь и нефтяной мазут.
Существует несколько прогнозов спроса на природный газ в Европе (Министерства
энергетики США, Международного энергетического агентства, Еврокомиссии). Обобщая эти
прогнозы, можно принять, что спрос на природный газ в Европе (с учетом стран Балтии)
составит в 2005 г. 520–530 млрд м
3
, 2010 г. – 610–640 млрд м
3
. По оценкам российско-
британской энергетической конференции (Лондон, июнь 2003 г.) спрос на природный газ в
Европе в 2030 г. составит 775 млрд м
3
, т.е. в период 2010–2030 гг. будет расти на 1,3% в год.