Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

171

По оценкам французской исследовательской организации Observatoire Mediteraneer de

L'energie спрос на газ в Европе в 2010 г. составит 642 млрд м

, в 2020 г. – 777 млрд м

Как уже было отмечено, картина предложения природного газа на Европейском рынке

может измениться. Добыча на существующих месторождениях Северного моря снизится (в

2010 г. до 270 млрд м

). Сопоставление объемов спроса на газ и возможностей собственной

добычи в 2005 г. и 2010 г. выглядит следующим образом (млрд м

Спрос Добыча Необходимость импорта

2005 г. 520–530 305 215–225

2010 г. 610–640 270 340–370

Консалтинговая группа BCG разработала модель развития европейского газового

рынка на период до 2030 г. Согласно одному из сценариев, который авторы считают

наиболее вероятным, спрос на газ в Европе составит 1 трлн м

, причем более половины

(50,5%) будет расходоваться на нужды энергетики, 8,5% – на нужды промышленности, около

5% – на коммерческие нужды, 14% – на нужды населения и 22% – на прочие цели.

Ниже рассмотрены возможности существующих и новых потенциальных поставщиков

газа на европейский рынок.

При рассмотрении возможностей удовлетворения спроса 2005 г. следует отметить, что

позиции традиционных поставщиков газа на европейский рынок защищены долгосрочными

контрактами и выглядят вполне убедительно. При этом речь идет о долгосрочных контрактах

на поставки как природного газа по трубопроводам, так и СПГ. Однако в случае расширения

системы спотовых сделок конкурентная борьба на европейском газовом рынке обострится,

но практически для всех сценариев роста спроса (как оптимистических, так и

пессимистических) предложение будет опережать спрос. Кроме этого следует учесть

стремление производителей газа из стран Африки и Персидского залива попасть на рынок

ЕС, так что дефицит поставок газа Европе не грозит.

Ситуация спроса на газ в Европе для 2010 г. и возможности покрытия спроса

представляются менее ясными, поскольку уменьшающаяся собственная добыча и

предложения традиционных поставщиков газа удовлетворяют лишь 87,5% минимального

варианта спроса. По оценкам экспертов европейский газовый рынок будет нуждаться в

дополнительных поставках газа из внешних источников в объеме 76–106 млрд м

. Из стран –

традиционных поставщиков газа значительными возможностями увеличения поставок

обладает, прежде всего, Россия, однако имеются потенциальные поставщики, которые

сегодняшние незначительные поставки газа в Европу могут существенно увеличить.

Из традиционных поставщиков природного газа еще не исчерпал возможностей

увеличения добычи Алжир. Увеличение объемов добычи газа в Алжире к 2010 г. должно

произойти за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений Охамат и Аменас. Эти два

месторождения станут существенным подспорьем существующему экспорту алжирского

газа с месторождения Хасси Р мель. Освоение новых месторождений начато в 2004 г. По

оценкам инженеров компании ABB, к 2008 г. на первом месторождении, которое находится в

Сахарской пустыне вблизи ливийской границы, максимальный уровень добычи может

достигнуть 13,3 млрд м

в год. До 11,8 млрд м

к 2010 г. может быть доведена добыча

природного газа на месторождении Аменас. По оценке представителя алжирской

государственной нефтегазовой компании Sonatrack страна сможет обеспечить поставку на

экспорт в Европу по газопроводам (включая подводные) и в виде СПГ 84 млрд м

природного газа.

Наиболее значимыми проектами газопроводов для транспортировки алжирского газа в

Европу являются [127]:

• газопровод Танжер (Марокко) – Тарифа (Гибралтар). Этот газопровод проходит по

самому короткому плечу подачи газа по дну Средиземного моря. Природный газ

поступает по названному газопроводу, идущему от расположенного в пустыне

алжирского газового месторождения в Танжер (Марокко). Пуск газопровода Танжер–

172

Тарифа состоялся в 2005 г.

• газопровод Бени-Саф (Алжир) – Альмерия (Испания). Этот газопровод, строительство

которого намечено осуществить в 2005–2006 гг., позволит подать газ по дну

Средиземного моря в г. Альмерия, некогда считавшимся синонимом захолустья в

Испании. Благодаря приходу газа здесь намечено значительное экономическое развитие.

Более того, предполагается продолжить строительство газотранспортной магистрали

вдоль Средиземноморского побережья Испании, минуя Севилью и Барселону, во

Францию.

• газопровод Скикда – Эль-Кала (Алжир) – Кальяри (о. Сардиния, Италия) – Ольбия (о.

Сардиния, Италия) – о. Корсика (Франция) – Кастильоне делла Паскале (Италия). Пуск

этого газопровода состоялся в 2005 г.

• газопровод мыс Бон (Тунис) – о. Сицилия (Италия); этот газопровод сначала должен

пройти от находящегося в пустыне алжирского месторождения в Тунис, затем по

территории Туниса до мыса Бон, а уже затем по относительно короткому плечу по дну

Средиземного моря на о. Сицилию. Предполагаемый срок пуска газопровода – 2006 г.

Суммарная мощность новых алжирских газопроводов – 31 млрд м

. Другими

традиционными поставщиками природного газа с африканского континента в Европу

являются Нигерия и Ливия.

Нигерия с помощью транснациональных корпораций Royal Dutch/Shell, Total Fina Elf,

а также итальянского энергетического концерна ENI (в лице AGIP) с 1999 г. начала поставки

СПГ с нового завода по сжижению в районе Бонни Айленд. К настоящему времени введены

новые очереди завода по сжижению, что позволило увеличить в 2002 г. объем поставок СПГ

в Европу до 7,1 млрд м

, а в 2004 г. – до 11,8 млрд м

. Ввод новых очередей этого завода, а

также реализация нового проекта создания завода по сжижению в Эскравос позволит

Нигерии увеличить поставки СПГ к 2010 г. до 30 млрд м

Ливия в настоящее время поставляет в Европу с действующего завода в Марса-Эль-

Брега около 1 млрд м

СПГ. Значительные возможности по увеличению экспорта ливийского

природного газа откроются в случае реализации проекта освоения новых месторождений и

создания подводного газопровода на Сицилию. В разработке этого проекта наряду с

ливийской национальной нефтегазовой компанией участвуют итальянские фирмы, имеющие

большой опыт как в разработке новых газовых месторождений, так и в сооружении

подводных газопроводов. В частности, подводный газопровод мощностью 8 млрд м

/год

намечено соорудить для подачи ливийского природного газа в Италию. По оценке экспертов

максимальные поставки природного газа из Ливии в Европу могут составить в 2010 г. 12

млрд м

Новым потенциальным поставщиком газа с африканского континента в Европу может

стать Египет. Успешное освоение газовых месторождений в дельте Нила и Западной

пустыне и пуск в 2005 г. завода по производству СПГ в Дамиетте позволят Египту увеличить

поставки египетского газа на европейский рынок до 8 млрд м

Большой интерес к европейскому рынку проявляют страны Персидского залива, где

уже достаточно давно функционируют заводы по производству СПГ, а именно, Катар, Оман,

Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ). Суммарные поставки СПГ в Европу из этих стран

в 2002 г. превысили 2 млрд м

, а в 2004 г. составили 5,4 млрд м

. По оценкам экспертов

максимальный объем производства СПГ в этих странах в 2010 г. может достигнуть 63 млрд

, однако, куда будет направлен этот поток СПГ, можно определить лишь в контексте

развития мирового рынка СПГ. Традиционно бульшая часть СПГ из этих стран направлялась

в регион Юго-Восточной Азии (в Японию, Южную Корею и на Тайвань). В случае

благоприятной конъюнктуры часть потока СПГ из Омана, Катара и ОАЭ может быть

переориентирована либо на увеличение поставок в Европу, либо в США. Следует также

учесть возможные поставки с сооружаемого в Йемене завода по производству СПГ.

Предварительные расчеты показали, что в силу географического положения Йемена

эффективность поставок газа в Европу или в Индию примерно одинакова. Не стоит

173

сбрасывать со счетов Саудовскую Аравию, которая начинает с помощью западных

нефтегазовых компаний разработку газовых месторождений шельфа Персидского залива.

Имеются грандиозные планы сооружения газопровода из Ирака в Турцию, хотя в свете

проходящих событий такие перспективы пока представляются туманными.

Предполагаемая линия газопровода должна пройти с севера Ирака, пересечь границу

Турции и пересечь эту страну с востока на запад с выходом по двум направлениям: к

Стамбулу и далее через Босфор в Болгарию, Румынию, Венгрию и Австрию (мощность

газотранспортной системы 10 млрд м

/год); к проливу Дарданеллы, далее через европейскую

часть Турции в Грецию и далее либо через Грецию, по дну Адриатического моря в Италию,

либо через Грецию в страны Балканского полуострова (Сербию, Черногорию, Боснию и

Герцеговину, Хорватию, Словению) и в Северную Италию. Этот газопровод под названием

«Набукко» протяженностью 3400 км и пропускной способностью 30 млрд м

предполагается

закончить строительством в 2008 г. Следует также отметить предпроектные предложения о

разработке гигантского газового месторождения Northern Fields в Катаре. Здесь

транснациональная корпорация Exxon Mobil предлагала применить технологию превращения

природного газа в синтетическое жидкое топливо (СЖТ) с последующей транспортировкой

такого топлива потребителям.

Транспортировка газа стран Ближнего Востока по трубопроводу может открыть

четвертый коридор поставок газа на Европейский континент (кроме внутриевропейских

поставок, транспортировки из Алжира, Ливии и Египта, а также из России). Проект под

названием «MENA» (Middle East North Africa) мог бы начаться от гигантского газового

месторождения в Катаре, пройти по территории Саудовской Аравии до Египта и далее

образовать Восточно-Средиземноморское газовое кольцо, объединяющее Египет, Ливию,

Тунис, Алжир и через уже существующие и проектируемые подводные газопроводы попасть

в южную Европу [128].

Среди потенциальных поставщиков природного газа на европейский рынок могут быть

названы бывшие республики СССР, ныне независимые государства Казахстан,

Туркменистан, Узбекистан, Азербайджан, которые в силу своего географического положения

отдалены от европейского рынка, но имеют большие запасы природного газа, хорошие

возможности наращивания его добычи и различные варианты транспортировки, в т.ч. и через

территорию России.

Казахстан наметил программу развития газовой отрасли, в частности, рост добычи газа

на Карачаганакском месторождении (до 27 млрд м

в 2010 г.), Тенгизском месторождении

(до 14 млрд м

) и Кашаганском месторождении (до 8 млрд м

). Основной поток

казахстанского газа предполагается отправить транзитом через территорию России в Европу,

для чего создано совместное предприятие КазРосГаз.

Туркменистан уже сейчас осуществляет транспорт природного газа на Украину через

территорию России (реэкспорт газа). Увеличение поставок по этому маршруту было для

Туркменистана приоритетом, однако в какой-то момент интересы Туркменистана в большей

мере сосредоточились на юго-восточном направлении транспортировки газа путем создания

трансазиатского газопровода Туркменистан – Афганистан – Пакистан – Индия. По мнению

экспертов, реализация проекта этого газопровода оценивается как маловероятная, несмотря

на заключение межгосударственного соглашения и согласия на участие в финансировании

Азиатского банка. А вот перспективы реэкспорта туркменского газа Россией снова стали

преобладающими и считаются наиболее реализуемыми. Их потенциал к 2010 г. оценивается

в 100 млрд м

, причем 80 млрд м

намечено отправлять через территорию России, а

остальной объем газа – на рынки Европы в случае реализации проекта Транскаспийского

газопровода.

Возможности Узбекистана для реэкспорта газа через территорию России значительно

скромнее (не более 2,5 млрд м

), поскольку практически весь добываемый газ потребляется

на внутреннем рынке (природный газ составляет основу энергобаланса республики).

Возможности Азербайджана по организации экспорта природного газа в Европу

174

зависят в существенной степени от того, будет ли начато освоение месторождений

природного газа (кроме месторождения Шах-Дениз с запасами газа 330 млрд м

). Основное

предполагаемое направление азербайджанского газа в Европу не связано, в отличие от

Казахстана и Туркменистана, с Россией, а намечается в Турцию по газопроводу Баку –

Эрзерум, строительство которого планируют осуществить совместно Правительство

Азербайджана и компания British Petroleum. В случае реализации этого проекта Азербайджан

к 2010 г. сможет поставлять в Турцию 12 млрд м

газа.

Основным экспортным поставщиком природного газа в Европу в 2010 г. останется

Россия. Экспортные контракты на поставку российского газа в Европу в 2010 г. составляют

180 млрд м

. Возможности осуществить такой объем поставок природного газа в Европу

зависят от ряда факторов.

Во-первых, от степени развития внутреннего рынка газа. Объем внутреннего спроса, в

свою очередь, будет определяться темпами экономического роста и ходом осуществления

реорганизации и реструктуризации газовой отрасли. Учитывая сложность и специфичность

этого вопроса, многочисленные точки зрения на проблему, укажем лишь собственную

позицию по этому вопросу, суть которой заключается в необходимости придания

приоритетности внутреннему рынку, осуществления реорганизации монопольного

производителя газа с большой осторожностью, развития добычи газа независимыми

производителями и нефтяными компаниями, обеспечения равноправия доступа к

транспортным магистралям и принятия экономических мер по приведению к «нормальному»

соотношения цен между взаимозаменяемыми энергоносителями.

Во-вторых, от стратегии ввода новых мощностей, в первую очередь, от хода

реализации гигантского проекта «Ямал – Европа». Для выбора оптимальной схемы

реализации проекта необходимы тщательный технико-экономический анализ и

сопоставление вариантов трубопроводной транспортировки природного газа месторождений

Ямала, либо сжижения газа и его транспортировки танкерами-метановозами, либо

превращения газа в синтетическое жидкое топливо (например, диметиловый эфир) и

транспортировки его в танкерах – газовозах, используемых для перевозки сжиженных

пропана и бутана.

В-третьих, от реализации проекта Северо-Европейского газопровода, позволяющего

напрямую соединить российскую газотранспортную систему с единой европейской

газопроводной системой. Европейский Союз заинтересован в строительстве такого

газопровода, создан консорциум по его финансированию и строительству с участием

Газпрома (51% акций) и немецких компаний E.ON и BASF (по 24,5% акций).

В-четвертых, от направлений сотрудничества России с центральноазиатскими

производителями газа (Казахстаном, Туркменистаном) в области интеграции газового

бизнеса. Если исходить из среднесрочных интересов, то реэкспорт через территорию России

природного газа центральноазиатских государств выглядит вполне экономически

оправданным, поскольку Россия, как страна, через территорию которой осуществляется

транзит, может в определенной степени влиять на цену газа, предназначенного для

реэкспорта и неплохо зарабатывать на этом бизнесе. Но с точки зрения долгосрочной

стратегии и, особенно экономической и энергетической безопасности, такой путь таит в себе

опасность все дальше и дальше отодвигать сроки разработки и обустройства газовых

месторождений северных районов Западной Сибири и, особенно, арктического шельфа, где

сосредоточены громадные запасы газа.

По оценке экспертов реальные возможности российского экспорта природного газа в

Европу в 2010 г. оцениваются на уровне 190 млрд м

Некоторые обобщающие характеристики европейского газового рынка приведены на

рис. 11.

175

Рис. 11. Характеристики европейского рынка газа [6]

Европейский газовый рынок является весьма конкурентным (рис. 12).

Рис. 12. Конкуренция на европейском рынке

Сопоставление возможных вариантов поставок газа в Европу, включая действующие

потоки и проекты новых потоков, представлены в табл. 2.34.

Таблица 2.34

Сравнительная эффективность различных вариантов поставок газа на европейский рынок

№№

п/п

Наименование вариантов поставок из:

Стоимость поставок, долл./тыс м

Добыча

Транспорт

Транзит Итого

1 Алжира по подводному газопроводу Medgas 16,2 22,7 – 38,9

2 Ирака через Турцию (проект) 18,0 23,0 2,0 43,0

3 Азербайджана через Турцию (проект) 18,00 23,8 2,2 44,0

4 Алжира по системе подводных и магистральных газопроводов GME 16,2 24,1 7,9 48,2

5 Ирана через Турцию (проект) 10,6 37,4 – 48,0

6 Египта по подводному газопроводу в Турцию (проект) 21,6 32,4 – 54,00

7 России по газотранспортной системе «Голубой поток» в Турцию 18,0 38,9 – 56,9

176

№№

п/п

Наименование вариантов поставок из:

Стоимость поставок, долл./тыс м

Добыча

Транспорт

Транзит Итого

8 России через Украину 18,0 38,2 10,1 66,3

9 Алжира по газотранспортной системе Transmed 16,2 35,6 7,2 59,3

10 Ливии по подводному газопроводу до Сицилии 18,0 42,5 – 60,5

Туркменистана по подводному газопроводу (Каспийское море) и по

трассе Баку – Эрзерум в Турцию (проект)

14,4 41,8 9,4 65,6

12 Великобритании через «Интерконнектор» 61,2 7,2 – 68,4

13 Норвегии с месторождений Северного моря 46,8 25,2 – 72,0

России по газотранспортной системе Ямал – Европа* через

Белоруссию и Польшу – проект)

14,4 52,2 5,8 72,4

15 Норвегии с месторождений Норвежского моря (проект) 43,2 36,0 – 79,2

16 Туркмении по газопроводу через Иран 14,4 42,1 24,8 81,3

17 Алжира танкерами-метановозами 16,2 70,9 – 87,1

18 России через Украину* 14,4 65,2 10,1 89,7

19 России по системе «Североевропейский газопровод»* (проект) 14,4 76,7 – 91,1

20 Египта танкерами – метановозами (проект) 21,6 70,2 – 91,8

21 России по газотранспортной системе «Ямал – Европа» (проект) 28,8 58,7 5,8 93,3

22 Туркменистана через Россию и Украину 18,0 75,6 – 93,6

23 Ливии танкерами – метановозами 14,4 52,9 28,1 95,4

24 России по Североевропейскому газопроводу (проект)** 28,8 69,5 – 98,3

25 Катара танкерами-метановозами 10,8 80,3 7,2 98,3

26 Йемена танкерами-метановозами (проект) 18,0 83,9 7,2 109,1

27 Ирака танкерами-метановозами (проект) 10,8 87,5 7,2 105,5

28 ОАЭ танкерами-метановозами 12,6 86,8 7,2 106,6

29 Нигерии танкерами-метановозами 21,6 86,4 – 108,0

30 Венесуэлы танкерами-метановозами (проект) 21,6 86,4 – 108,0

31 Тринидада и Тобаго танкерами-метановозами (проект) 21,6 86,4 – 108,0

32 Омана танкерами-метановозами 14,4 87,2 7,2 108,7

33 России по Североевропейскому газопроводу (проект)*** 28,8 82,8 – 111,6

* газ Надым-Пур-Тазовского нефтегазоносного района

** газ Штокмановского месторождения

*** газ Ямальских месторождений

Газовый рынок Северо-Западной Европы

Из анализа европейского газового рынка можно сделать практически однозначный

вывод, что газовый рынок стран средиземноморского бассейна (Италия, Франция, Испания,

Португалия, Греция, страны Балканского полуострова, Турция) находятся в зоне влияния

поставок природного газа по газопроводам и в виде СПГ из стран Северной Африки,

Персидского залива и по газотранспортной системе – из России. В основном российским

газом, подаваемым по газопроводу, обеспечиваются Чехия, Словакия, Венгрия, Болгария,

Польша, частично Германия, Австрия, Швейцария. В зоне влияния поставок природного газа

с шельфовых месторождений Северного моря находятся страны Северо-Западной и

Северной Европы. Однако учитывая ожидаемое падение добычи газа в Северном море,

целесообразно более подробно рассмотреть положение с обеспечением газом в этих

регионах, рассматривая их как возможных потребителей российского газа месторождений

северных районов Западной Сибири, транспортируемого как традиционно по газопроводу,

так и с помощью нетрубопроводных технологий переработки газа.

Великобритания относится к числу важнейших производителей газа в Европе. Эта

страна первой из европейских стран осуществила либерализацию своего газового рынка

(1998 г.). Объемы добычи газа в 90-е годы стали превосходить объемы его потребления на

британских островах, поэтому избыточный газ экспортировался в континентальную Европу

по подводному газопроводу «Интерконнектор». Данные о положении газовой отрасли в

Великобритании приводятся в табл. 2.35.

177

Таблица 2.35

Положение в газовой отрасли Великобритании (млрд м

)

Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2004 г. 2005 г.

Запасы 780,0 760,0 730,0 730,0 590,0 530,0

Добыча 104,9 115,2 112,7 108,4 102,9 88,0

Импорт 1,1 2,3 2,7 4,8 9,8 14,7

Экспорт 7,7 13,4 12,6 13,6 11,4 9,7

Потребление 99,0 103,3 102,4 99,6 98,0 94,6

Ключевыми месторождениями континентального шельфа Великобритании, которые на

сегодняшний день способствуют полному самообеспечению Великобритании газом,

являются Хамильтон, Леман, Британия, Клиппер, Энжин, Морикамбе. Пик добычи (115 млрд

), в 2000 г. Великобритания уже прошла.

По прогнозу на 2010 г. спрос на природный газ в Великобритании составит 119 млрд

, 2015 г. – 136 млрд м

, 2020 г. – 156 млрд м

(данные департамента информации

Министерства энергетики США). Добыча газа в 2010 г. по данным Министерства торговли и

промышленности Великобритании составит 81 млрд м

, следовательно в 2010 г. дефицит газа

составит 38 млрд м

и в дальнейшем будет заметно возрастать.

Германия является вторым по масштабам потребителем природного газа в Европе.

Германия к настоящему времени практически полностью осуществила либерализацию

своего газового рынка. Германия является традиционным партнером России по вопросам

экспорта российского газа, а газовые концерны стран Газпром и Ruhrgas давно и тесно

сотрудничают. Положение в газовой отрасли Германии в период 1999–2005 гг. приведено в

табл. 2.36.

Таблица 2.36

Положение в газовой отрасли Германии (млрд м

) [6]

Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2004 г. 2005 г.

Запасы 340,0 340,0 340,0 340,0 200,0 190,0

Добыча 22,4 21,2 21,4 21,0 16,4 15,8

Импорт 76,8 75,8 78,7 79,9 91,8 90,7

Экспорт 5,5 5,4 6,7 7,0 12,2 15,2

Потребление 91,3 90,6 95,4 93,9 85,9 85,9

Согласно прогнозам спрос на природный газ в Германии возрастет в 2010 г. до 125

млрд м

, 2015 г. до 136 млрд м

, 2020 г. до 165 млрд м

. При сокращающейся добыче стране

придется в период 2005–2010 гг. увеличивать потребление на 4,0 млрд м

, 2010–2020 гг. –

еще на 4 млрд м

в год.

Франция входит в число ведущих стран Европы по потреблению природного газа.

Обладая собственной ничтожной добычей газа, Франция практически весь потребляемый газ

импортирует, причем закупки как природного газа, так и СПГ осуществляет компания Gaz de

France. Положение в газовой промышленности Франции представлено в табл. 2.37.

Таблица 2.37

Положение в газовой промышленности Франции (млрд м

)

Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2004 г. 2005 г.

Добыча 1,7 1,6 1,7 1,6 1,5 1,0

Импорт 39,4 40,7 39,1 43,5 44,7 49,0

Экспорт 0,7 0,9 1,6 1,5 0,8 3,0

Потребление 38,3 39,7 43,7 43,6 44,7 45,0

По прогнозам потребление природного газа во Франции составит в 2010 г. – 60 млрд

, 2015 г. – 68 млрд м

, 2020 г. – 82 млрд м

. В перспективе ежегодный прирост потребления

природного газа во Франции составит в период 2005–2010 гг. порядка 1,5 млрд м

, а в период

2010–2020 гг. 2,0–2,8 млрд м

Из других стран Северо-Западной и Северной Европы могут быть упомянуты Бельгия,

Ирландия, Швеция, Финляндия. Данные о перспективах потребления природного газа в

178

этих странах приведены в табл. 2.38.

Таблица 2.38

Перспективы потребления газа в некоторых странах Северо-Западной и Северной Европы (млрд м

)

Страны 1999 г. 2000 г. 2005 г. 2010 г. 2015 г. 2020 г.

Темп роста в

2000–2020 гг.

Бельгия 15,6 16,8 18,0 19,3 20,7 22,2 1,4

Ирландия 3,5 4,0 4,9 6,0 7,4 9,1 4,2

Финляндия 4,1 4,2 5,2 6,3 7,8 9,6 4,2

Швеция 0,9 0,9 1,1 1,4 1,7 2,0 4,2

Особое место среди европейских потребителей газа занимает Турция, которая не имеет

существенных запасов нефти и газа, но обладает географическим преимуществом,

простираясь «мостом» с востока на запад. Учитывая стоимостные выгоды турецкого

транзита, страна намерена сыграть связующую роль в интеграции поставок углеводородов на

мировые, прежде всего европейские рынки. Крупнейшими газовыми проектами помимо уже

построенного «Голубого потока» станут проект газопровода Баку-Тбилиси-Эрзерум и новые

газопроводы из Ирана и, возможно, Египта, а также Ирака с последующим развитием

экспортных поставок через Балканы в Западную Европу.

Эти проекты разрабатываются ведущими мировыми нефтегазовыми компаниями при

активном участии турецкой Botas, не скрывающей стремления сместить традиционные

геополитические аспекты поставок газа на рынок Европы. В 2005 г. Турция потребляла 27,4

млрд м

газа. К концу 2010 г. Турция намерена получать не менее 68 млрд м

газа в год, что

явно превышает ее внутренний спрос. Транзитные объемы, таким образом, составят не один

десяток миллиардов кубов, ориентированных на Центральную и Южную Европу.

Недавний экономический кризис и вызванное им некоторое снижение темпов роста

потребления газа турецкой промышленностью, электроэнергетикой и населением заставили

Турцию переоценить объемы внутреннего спроса и потенциальные транзитные

возможности. Их уровень оказался настолько привлекательным, что потребовал создания

продуманной газотранзитной стратегии.

В рамках этой стратегии Турция, в частности, проводит политику диверсификации

газовых поставок. Если несколько лет назад это был исключительно российский газ,

поставляемый транзитом через Болгарию, то сейчас Botas заключил 8 долгосрочных

контрактов на поставку газа с шестью различными стратегическими поставщиками. Ныне

действуют 5 контрактов: два с Россией на годовые объемы в 6 и 8 млрд м

, один иранский на

10 млрд м

и два СПГ-контракта с Алжиром (4 млрд м

) и Нигерией (1,2 млрд и

в год).

Кроме этого начала функционировать российско-турецкая газотранспортная система

«Голубой поток». Согласно этому проекту Россия должна поставлять Турции 16 млрд м

газа

в год в период до 2026 г.

В 2001 г. было подписано соглашение о поставках в Турцию газа из Азербайджана,

начало которых запланировано на 2006 г. с выходом на проектную мощность в 6,6 млрд м

год к 2008 г. График поставок соответствует графику разработки месторождения Шах-Дениз

и ориентирован на использование трубопровода Баку-Тбилиси-Эрзерум, завершить

строительство которого планировалось в 2005 г.

Турция имеет также соглашение о поставках туркменского газа в объеме 16 млрд м

для внутреннего рынка и 14 млрд м

для транзита в Европу. Но в случае с Туркменистаном у

Турции возникли определенные трудности, что пока не позволяет говорить о сроках начала

поставок.

Кроме этого имеются проекты поставок 4 млрд м

по подводному газопроводу из

Египта и 10 млрд м

из Ирака.

Разработаны ТЭО проектов газопроводов из Турцию в Грецию и подводного

интерконнектора Греция-Италия (вдоль побережья Адриатики). Исходным для этих

транзитных газопроводов может стать иранский газ. Согласно проекту, иранский газ по

газопроводу, соединяющему иранские месторождения с г. Тебриз и продолжающемуся до

турецкой столицы Анкары и затем по газопроводу Анкара-Бурса на западе Турции и Бурса –

179

греческие города Александропулис и Комотини.

Закупки иранского газа позволят Греции обеспечить гарантированное снабжение этим

топливом. Греция получает из России по 3 млрд м

газа в год. В 2001 г. было согласовано

увеличение поставок вдвое – до 6 млрд. Однако Греции, по прогнозам, опубликованным в

немецкой печати, в среднесрочной перспективе потребуется 7,5 млрд м

в год, а к 2017 г. –

10 млрд, поскольку в соответствии с требованиями Киотского протокола по сокращению

вредных выбросов в атмосферу она будет переводить производство электроэнергии с угля на

газ. В период с марта 2001 г. по март 2002 г. правительство одобрило строительство новых

ТЭС на газе общей мощностью 2600 МВт.

Греция для обеспечения дополнительных поставок газа в объеме 1,5 млрд м

в год

хотела бы получать его из Ирана через Турцию.

Европейская комиссия выступила в поддержку расширения «южного газового кольца»

стран Евросоюза в направлении расположенных в Прикаспии государств. ЕК приветствовала

разработку Грецией и Турцией исследования об объединении их газовых сетей и продлении

их на Балканы и до Италии.

Достаточно крупным потребителем газа являются страны Восточной Европы

(Польша, Чехия, Венгрия, Словакия, Болгария, Румыния).

В 2005 г. эти страны потребляли около 65,0 млрд м

газа, однако учитывая транзит газа

поставки газа в эти страны гораздо больше внутреннего потребления: в Словакию – 71,5

млрд м

, в Чехию – 30 млрд м

, Болгарию – 13 млрд м

Стремление восточноевропейских стран следовать газовой директиве ЕС, подписание и

ратификация договора к Энергетической Хартии, заинтересованность в разработке

Транзитного протокола создают предпосылки успешной интеграции в общеевропейскую

систему поставок и потребления газа, и в последствии в Евросоюз.

Страны Восточной Европы добились определенных успехов в реформировании

газового сектора. В Польше произошло разделение некогда монопольной структуры на

четыре региональных распределительных компании, компанию по производству и хранению

газа, а также компанию, ответственную за импорт и маркетинг газа. Программа предполагает

приватизацию порядка 50% акций этих компаний в целях привлечения стратегических

инвесторов, в частности, для финансирования развития инфраструктуры. Что касается

диверсификации поставок, то уже сегодня помимо поставок российского газа часть поставок

(5 млрд м

в год) осуществляется из Норвегии, а в последствии планируется импортировать

СПГ из Катара, Нигерии и Алжира.

Чехия и Словакия также успешно осуществляют программу либерализации. Близость

Турции и связанные с этим новые газотранспортные проекты дают ряд стратегических

преимуществ Болгарии.

Во всех странах Восточной Европы были созданы специальные государственные

органы для разработки законодательной базы реформирования, а также для установления

сроков и контроля над реализацией программ.

В республиках бывшего СССР заметно усилились рыночные элементы в газовых

комплексах. Из республик наибольшими запасами обладает Казахстан (3 трлн м

на конец

2005 г.) и Туркменистан (2,9 трлн м

). Наиболее крупными производителями природного

газа являются Узбекистан (55,7 трлн м

в 2005 г.), Туркменистан (58,8 млрд м

) и Казахстан

(23,5 млрд м

). Наибольшие масштабы потребления газа в Украине (72,9 млрд м

в 2005 г.),

Узбекистане (44,0 млрд м

), Белоруссии (18,9 млрд м

) [6].

В республиках бывшего СССР постепенно закладывается основа рыночных отношений

в ТЭК в целом, что затрагивает и газовые комплексы. Началось формирование рынков газа,

что находит свое отражение в реформах систем ценообразования. Наиболее заметны

рыночные преобразования в сбытовых структурах бывших союзных республик [129].

В странах Балтии рыночные преобразования находятся на наиболее продвинутой

стадии по сравнению с другими бывшими союзными республиками. В частности,

сформирована законодательная база, проведена реструктуризация газовых комплексов,

180

практически завершена приватизация национальных газовых компаний с привлечением

зарубежных инвесторов. Создаются условия для поощрения конкуренции и формирования

газовых рынков, сформирована система ценообразования, в которой все большее значение

имеют соотношения спроса и предложения, несмотря на сохранение определенного контроля

над ценами. В связи со вступлением стран Балтии в ЕС в ближайшие годы можно ожидать

еще большего усиления процессов рыночных преобразований газовых комплексов.

В Казахстане начался процесс либерализации цен на газ- и продекларирован полный

отказ от субсидирования предприятий газового комплекса. На практике, однако,

продолжается скрытое субсидирование внутренних цен и неплатежи. В Туркменистане

сохраняется практика бесплатного распределения газа и электроэнергии населению. В

Украине осуществляется реальная реструктуризация газового сектора, в ходе которой

образованы региональные сбытовые и распределительные компании, а также начинается

процесс приватизации. В Грузии после принятия рыночных законов и реструктуризации в

газовом секторе намечается приватизация некоторых предприятий, но этот процесс не

затронет основную газовую компанию. В Белоруссии и Молдавии рыночные

преобразования находятся на начальной стадии. Среди стран-импортеров газа рыночные

реформы заметно продвинуты в Армении, где активизируются процессы приватизации

предприятий газового сектора, наблюдается формирование рынка газа. В Таджикистане

рыночные преобразования в газовом секторе только начинаются. Среди транзитных стран

наиболее отчетливо газовый компонент в энергетической политике заметен в Украине. В

этой стране ставка сделана на утверждение ее в качестве центра международного нефтяного

и газового транзита.

2.11. Азиатский рынок газа

По величине разведанных запасов (на 1.1.2006 г.) Азиатско-Тихоокеанский регион

составляет всего 8,3% (14,8 трлн м

), причем наибольшие ресурсы сосредоточены в

Индонезии (2,8 трлн м

), Австралии (2,5 трлн м

), Малайзии (2,5 трлн м

), Китае (2,4 трлн

). Обеспеченность разведанными запасами газа составляет 41 год.

По масштабам добычи в 2005 г. Азиатско-Тихоокеанский регион составляет 13,0% от

мировой добычи. Наиболее значимыми производителями газа в регионе являются Индонезия

(76,0 млрд м

), Малайзия (59,9 млрд м

), Австралия (37,1 млрд м

), Китай (50,0 млрд м

Индия (30,4 млрд м

По прогнозам Мирового энергетического агентства в 2020 г. добыча газа в Азиатско-

Тихоокеанском регионе возрастет в 2,3 раза и составит 700 млрд м

По масштабам потребления регион (406,9 млрд м

) занимает 14,8%, что объясняется

неразвитостью газовых рынков, высоким содержанием в структуре энергобалансов стран

региона угля и нефти. По прогнозам в регионе намечены высокие (порядка 5% в год) темпы

роста потребления газа. Особенно значительные приросты ожидаются в Китае, Индии,

Пакистане, т.е. странах с наибольшим населением.

Из стран региона Индонезия, Малайзия и Австралия являются довольно крупными

экспортерами газа, Китай и Индия удовлетворяют пока что невысокий спрос за счет

собственной добычи, а остальные страны региона являются импортерами газа.

Основные поставки газа в регион идут в виде СПГ (122,4 млрд м

в 2005 г., или 89%

суммарных поставок). Потребители СПГ – Япония (самый крупный в мире потребитель

СПГ), Ю. Корея, Тайвань. Поставки газа по магистральным газопроводам незначительны –

всего 15,5 млрд м

в 2005 г., или 11% суммарных поставок. Это – подача газа из Индонезии и

Малайзии в Сингапур, а также из Мьянмы (Бирмы) в Таиланд.

Отметим ряд специфических характеристик азиатского рынка газа:

1) в отличие от Северной Америки и Западной Европы, большая часть потребляемых

объемов природного газа в Азии приходится на сжиженный природный газ (СПГ);

2) доля запасов газа, расположенных на шельфе, составляет в Азии 67,3%, что значительно

превышает среднемировой показатель (28%);