1.2. Значение и место природного газа в мировом хозяйстве

Данные о доказанных запасах природного газа по странам в 1989-2010 гг., на конец года, трлн куб. м

№ п.п.	Страна	1989	1999	2009	2010	Доля в мировых запасах,%
1	Россия	40,53	42,44	44,38	47,57	23,7
2	Иран	17,00	25,00	29,61	29,61	15,8
3	Катар	4,62	11,16	25,37	25,47	10,5
4	Туркмения	1,94	2,59	8,10	7,50	4,3
5	Саудовская Аравия	5,22	6,1	7,92	7,46	4,2
6	Соединенные Штаты	4,73	4,04	6,93	6,92	3,70
7	Объединенные Арабские Эмираты	5,65	6,00	6,43	6,07	3,4
8	Нигерия	2,83	3,51	5,25	5,34	2,8
9	Венесуэла	2,99	4,15	5,67	4,98	2,6
10	Алжир	3,25	4,52	4,502	4,50	2,4
11	Ирак	3,12	3,29	3,17	3,2	1,7
12	Австралия	0,96	1,99	3,08	3,11	1,6
13	К тай	1,02	1,37	2,46	3,03	1,3
14	Индонезия	2,55	2,62	3,18	3,01	1,7
15	Казахстан	1,25	1,78	1,82	2,40	1,0
16	Малайзия	1,61	2,48	2,38	2,35	1,3
17	Норвегия	1,73	1,25	2,05	2,31	1,1
18	Европейский союз	1,02	1,37	1,29	2,329	1,0
19	Узбекистан	0,94	1,58	1,68	0,84	0,9
20	Кувейт	1,40	1,48	1,78	1,79	1,0
	Всего в мире	122,40	148,55	187,49	189,35	100

Наиболее обеспеченная запасами газа страна - Россия (23,7% от общемировых запасов), на втором месте находится Иран (15,8%), на третьем - Катар (13,5%). Замыкает десятку лидеров по запасам Алжир.

До последнего времени поиски газа носили ограниченный характер. В настоящее время произведены поиски лишь около 1/4 перспективных на газ территорий. Свыше 2/3 всех поисково-разведочных скважин на газ пробурено в США и Канаде, которые представляют лишь 1/7 всех перспективных на газ территорий. По сравнению с США остальные регионы слабо изучены, и в ряде районов можно ожидать открытие крупных запасов газа.

В настоящее время происходит зарождение нового глобального энергетического бизнеса, и он связан с природным газом. По мере того как природный газ все в большей степени будет становиться предметом мировой торговли, он превратится в решающий фактор удовлетворения множества насущных потребностей. Соединенным Штатам природный газ нужен, чтобы обеспечить развитие и предупредить ожидаемую нехватку энергии, европейским странам – чтобы оживить свою экономику, развивающимся странам – чтобы повысить темпы роста и изменить свое место в мировой экономики. Всем странам без исключения природный газ необходим, если они хотят жить в более чистой окружающей среде.

Газ остается одним из наиболее перспективных энергоносителей в мире с высоким уровнем добычи и запасов, показывает, что говоря о прогнозах спроса на энергоносители до 2030 года, именно на газ спрос будет существенно расти. Дальнейшему росту роли потребления природного газа будет способствовать более высокая обеспеченность его запасами по сравнению с нефтью. Кроме того, газ меньше загрязняет окружающую среду, чем нефть.

Природный газ, обладающий наиболее высокими потребительскими свойствами, оказался самым дешевым энергоносителем, что привело к вытеснению угля и снижению спроса на него в большинстве отраслей экономики. Структура потребления первичных энергоресурсов в 2030 году может быть следующей: уголь – 42%, природный газ – 22%, возобновляемые энергоресурсы – 20%, атомная энергия – 12%, нефть – 4%, в 2000 году доли этих энергоносителей составляли соответственно 34%, 19%, 20%, 19% и 8%.⁵

1.3. Мировые энергетические кризисы: причины и последствия

Использование энергии является основой развития человеческого общества и позволяет ему изменять окружающую среду. В индустриальном обществе разработка энергетических ресурсов стала одинаково необходимой для сельского хозяйства, транспорта, переработки отходов, развития информационных технологий и телекоммуникаций, которые являются признаками развитого общества. С другой стороны, рост потребления энергии в результате индустриальной революции оказался причиной множества серьезных проблем, некоторые из которых (например, глобальное потепление) могут представлять большую опасность для всего мира.

Энергетический кризис представляет собой явление, при котором спрос на энергоносители значительно превышает предложение

Энергетический кризис, как правило, является следствием экономического и политического кризисов в стране и вызван нерациональной структурой топливно-энергетической базы экономики. Это наглядно иллюстрируют энергетический кризис 70–80-х гг., охвативший высокоразвитые страны Западной Европы, США, Японию, и энергетический кризис, разразившийся в странах СНГ.

Одним из самых мощных кризисов современности был мировой энергетический кризис 1973 г. Он начался по инициативе стран – членов ОПЕК, которые значительно снизили объемы добываемой нефти. Энергетический кризис 1973 г. оказался по своим географическим масштабам, продолжительности, разрушительности значительно сильнее, чем кризисы 1957-1958 гг., а также по некоторым сходным признакам даже приблизился к кризису 1929-1933 гг.

Толчком к возникновению энергетического кризиса 1973 г. послужил четвертый арабо-израильский конфликт. 20-22 октября было объявлено, что арабские страны прекращают поставки нефти в Америку. Все дело в том, что США снабжали Израиль оружием, что, разумеется, не нравилось арабам. Впоследствии поставки «черного золота» были также прекращены и в Голландию, поскольку «страна тюльпанов» заняла произраильскую позицию.

Многие понимали, что благодаря нефти арабы могут диктовать свои условия многим странам, поэтому Западная Европа во избежание конфликтов почти в полном объеме прекратила поставки нефтепродуктов в США. Причем, это коснулось даже тех продуктов, которые изготавливались не из арабского сырья. После встречи арабских стран в Кувейте состоялась встреча стран Персидского залива, которые занимались экспортом нефти. В их число входил и Иран. В результате этой встречи было принято решение повысить справочную стоимость нефти на 70%, а уже в декабре эта цена была удвоена. В течение всего следующего года наблюдался бешеный рост цен на нефть. Так цена выросла с $3 до $12 за баррель. Не последнюю роль в противостоянии сыграла ОПЕК. С ее помощью была обнародована декларация стран общего мира, которые безоговорочно поддержали арабов. Помимо того, большинство африканских стран были вынуждены пойти на разрыв отношений с Израилем. В результате этого возникла ситуация, когда стало очевидно, насколько сильно зависит Израиль от США. Кроме того стало очевидным, насколько развитые страны зависят от цен на нефть.

Ещё один существенный прыжок цен на нефть состоялся во время второго энергетического кризиса в 1979-80. Он был вызван сокращением добычи в связи с началом революции в Иране. Рост цен остановился лишь на отметке 6,5 долларов за баррель.

В результате за 1972-1981 гг. цены на нефть выросли в 14,5 раза. В литературе это было названо «мировым нефтяным шоком», который ознаменовал конец эры дешевой нефти и вызвал цепную реакцию подорожания различных других видов сырья. Некоторые аналитики тех лет расценивали подобные события как свидетельство истощения мировых не возобновляемых природных ресурсов и вступления человечества в эпоху длительного энергетического и сырьевого «голода».

Энергетический и сырьевой кризисы 70-х – начала 80-х гг. нанесли тяжелый удар по существовавшей системе мирохозяйственных связей и вызвали тяжелые последствия во многих странах.

Энергетический и сырьевой кризисы 70-80 гг. несли в себе и позитивные элементы. Во-первых, сплоченные действия поставщиков природных ресурсов из развивающихся стран позволяли странам-аутсайдерам в отношении отдельных соглашений и организаций стран-экспортеров сырья проводить более активную внешнеторговую сырьевую политику. Так, одним из крупнейших экспортеров нефти и других видов энергетического и минерального сырья стал бывший СССР.

Во-вторых, кризисы дали импульс развитию энергосберегающих и материалосберегающих технологий, усилению режима экономии сырья, ускорению структурной перестройки экономики.

В-третьих, под влиянием кризиса стали проводиться крупномасштабные геолого-разведочные работы, приведшие к открытию новых нефтегазовых месторождений, а также экономически рентабельных запасов других видов природного сырья. Так, новыми крупными районами добычи нефти стали Северное море и Аляска, минерального сырья – Австралия, Канада, ЮАР.

В итоге пессимистические прогнозы обеспеченности мировых потребностей в энергоносителях и минеральном сырье сменились оптимистическими расчетами, основанными на новых данных. Если в 70-х – начале 80-х гг. обеспеченность основными видами энергоносителей оценивались в 30-35 лет, то в конце 90-х гг. она увеличилась: по нефти – до 42 лет, природному газу – до 67 лет, а по углю – до 440 лет.⁶

Следующий мировой кризис произошел в 1990 и 1991, когда Ирак занял Кувейт, ожидался крупномасштабный энергетический кризис, так как обе страны относились к числу самых крупных нефтедобывающих стран. Однако скачок цен во время войны в Ираке оказался не столь значительным, как это предрекали наблюдатели.

После преодоления экономического кризиса в Азии мировая экономика снова начала быстро расти, а с ней и спрос на нефть. Также к повышенной потребности в нефти привела холодная зима 2001-2002. Последствия были однако намного ниже чем в 70-х годах. Увеличение квот добычи предотвратили серьёзный кризис. Главные проблемы были в то время с логистикой, так как нехватка танкеров сыграла более существенную роль, чем недостаток в нефти.

Во время мирового кризиса 2004 года цена на нефть достигла 53 доллара. На это повлияли различные политические и экономические нагрузки на рынок нефти. На рынке обнаружилось большое количество спекулянтов и озабоченных скупщиков нефти. 29 августа 2005 цены на нефть подскочили в связи с ураганом «Катрина», остановившем добычу нефти в Мексиканском заливе, до 71 доллара.

Ниже представлено развитие цен на нефть в 2005:

- середина марта: 56 долларов;

- 24 июня: 60 долларов;

- 11 августа: 65 долларов;

- 29 августа: 70 долларов.

Мировой финансовый и экономический кризис 2008 ̶ 2009 гг. поразил все отрасли и сферы экономики, оказал серьезное негативное воздействие на международные финансы и фондовые рынки, промышленное производство и мировую торговлю, сферу услуг и виртуальную экономику. Он повлиял на мировую энергетику, ее отдельные отрасли и инвестиционные процессы в них. Но воздействие это не было таким однозначным и однонаправленным, как в других отраслях мирового хозяйства. Энергетика, особенно ее инфраструктурные, сетевые сегменты оказались более устойчивыми к кризису, чем другие отрасли экономики.

Инвестиции в мировую энергетику начали снижаться во второй половине 2008 г., когда экономический и финансовый кризис набрал скорость и захватил практически все развитые и развивающиеся страны.

При всем многообразии причин кризиса можно выделить по одному главному фактору в разных энергетических отраслях. В нефтяной и газовой промышленности доминирующей причиной трудностей стало сокращение потока поступления наличных средств на счета энергетических компаний из-за падавшей во второй половине 2008-начале 2009 гг. цены на нефть. В электроэнергетике ̶ уменьшение спроса вследствие экономического спада. А в угольной промышленности – перепроизводство угля.

Воздействие кризиса по секторам энергетики имеет также свои особенности. В нефтяной и газовой отраслях наблюдается сокращение инвестиций, задержка в темпах осуществления и отмена проектов. По оценке Международного энергетического агентства (МЭА), инвестиционные бюджеты нефтегазовых компаний к маю 2009 г. были сокращены приблизительно на 21% по сравнению с соответствующим периодом 2008 г.[8] В абсолютных цифрах это составляет почти 100 млрд долл.

По данным МЭА, в мире за период с октября 2008 г. по май 2009 г. более чем 20 запланированных ранее крупномасштабных нефтегазовых проекта по разведке, добыче и транспортировке стоимостью более 170 млрд долл. и объемом добычи приблизительно 2 млн баррелей нефти и 1 млрд м3 газа в день были отложены на неопределенный срок[9]. Еще 35 проектов с объемами производства 4,2 млн баррелей нефти и 2,3 млрд м3 газа в день были отложены на срок до 18 месяцев. Наибольшие трудности испытывали компании на месторождениях с относительно высокой себестоимостью извлечения нефти и газа, а также мелкие и средние предприятия отрасли.

Однако появление задержек при выполнении инвестиционных контрактов объясняется не столько кризисом, сколько сложностью природы гражданско-правовых отношений на объектах энергетической инфраструктуры, когда собственником этих объектов выступает один субъект экономических отношений ̶ государство, а инвестором другой – частный сектор. Громоздкость таких проектов государственно-частного партнерства (ГЧП), большие инвестиционные затраты, высокие сроки окупаемости вложенных средств, сложные схемы мобилизации финансовых ресурсов с подключением различных институциональных инвесторов, другие объективные факторы предопределяют тот факт, что доля пересматриваемых контрактов и трудности с их выполнением будут значительными и далее.

В то же время крупные, дорогостоящие энергетические проекты трудно не только запустить, но и остановить. До принятия решения об их начале проводятся разнообразные финансово емкие исследования. Технико-экономические обоснования и проектно-сметная документация также стоят больших денег. Много времени, сил и средств занимает разработка бизнес-моделей и финансовых схем, учреждение специальной компании проектного финансирования, привлечение инвесторов. Строительство длится годы, а возврат инвестиций – десятилетия. Но если принято решение о начале проекта, в него вложены деньги, он имеет важное экономическое, политическое, стратегическое значение (а именно такими являются проекты в сфере природного газа), то и остановить его также трудно без существенных экономических, финансовых, социально-политических и иных последствий для государства, бизнеса и общества.⁷

Совсем недавно произошел кризис в Мексиканском заливе в 2010 году. Взрыв нефтяной платформы Deepwater Horizon — авария, произошедшая 20 апреля 2010 года в 80 километрах от побережья штата Луизиана в Мексиканском заливе и со временем переросшая в техногенную катастрофу сначала локального, затем регионального масштаба, с негативными последствиями для экосистемы региона на многие десятилетия вперёд.

Одна из крупнейших техногенных катастроф в мировой истории по негативному влиянию на экологическую обстановку. На данный момент признана самой крупной утечкой нефти в открытый океан в истории США, и, вероятно, в мировой истории.

Нефтяное пятно окружностью 965 километров приблизилось на расстояние примерно 34 километра к побережью штата Луизиана, создало угрозу пляжам и районам рыболовного промысла, которые играют важнейшую роль в экономике прибрежных штатов.

Утечка нефти составила 4,9 миллиона баррелей или свыше половины кубического километра. Это крупнейший аварийный разлив нефти в США, масштабы которого превысили последствия от крушения танкера Exxon Valdez у побережья Аляски в 1989 году. Тогда из потерпевшего крушение судна вылилось около 260 тысяч баррелей нефти.

В результате разлива нефти оказались загрязнены более 171 мили побережья в штатах Луизиана, Миссисипи, Алабама, Флорида. Более 57000 кв. миль площади залива (около 24 % от площади, находящейся под юрисдикцией США) закрыты для ведения рыболовной деятельности.[40] Огромный ущерб нанесен рыболовной и туристической деятельности в регионе.

Пути решения энергетических проблем, во-первых, в дальнейшем увеличении запасов минерального топлива и сырья, вовлечении в эксплуатацию более бедных руд, освоении труднодоступных бассейнов, так как разведанные запасы растут быстрее, чем добыча. Во-вторых, в более рациональном и экономном использовании энергоносителей. Политика ресурсосбережения стала осуществляться в промышленности, на транспорте, в коммунально-бытовом секторе не только путем экономии топлива, но, в значительной мере, благодаря перестройке технологических процессов.

Сегодня энергетика мира базируется на не возобновляемых источниках энергии - горючих органических, а также энергии рек и атомной. Особенно обсуждаются судьбы реакторов на быстрых нейтронах. Большие надежды в мире возлагаются на альтернативные источники энергии. В ряде стран созданы ветросиловые энергоустановки, приливные и геотермальные солнечные электростанции (Россия, Италия, Исландия, Новая Зеландия, Япония). Однако энергоснабжение на базе альтернативных источников остается пока слишком дорогим по сравнению с углем, нефтью, газом, ядерной энергией.

11 марта 2011 года произошел самый серьезный кризис Японии со Второй мировой войны.

Разрушительное землетрясение и цунами в Японии 11 марта привели к гуманитарному и энергетическому кризису в стране, остановке промышленных предприятий и разрушениям транспортной инфраструктуры. Весьма сильно пострадали энергетические объекты, что создает проблемы с энергоснабжением по всей стране.

Из-за стихийного бедствия оказались повреждены АЭС, дающие около десятой части электроэнергии в Японии. В частности, на самой крупной атомной электростанции в стране в префектуре Фукусима 12 марта произошел взрыв и утечка радиации. 14 марта на АЭС прогремёл ещё один взрыв. Кроме того, из-за землетрясения в Японии остановилась работа пяти нефтеперерабатывающих заводов, которые перерабатывают 1,2 млн баррелей нефти в день. Поскольку Япония - третий крупнейший в мире потребитель нефти, мировые цены на это сырье сразу же начали снижаться. В Нью-Йорке апрельские фьючерсы подешевели ниже $100 за баррель.

Ядерный кризис в Японии, вызванный авариями реакторов на АЭС, пострадавшей от землетрясения, будет продолжаться еще долго, заявил глава Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ) Юкия Амано корреспонденту газеты New York Times.⁸

1.4. Правовое регулирование мирового энергетического рынка

В настоящее время, когда проблемы получения энергии во всем мире вышли на первый план, когда нефть и газ и маршруты их доставки диктуют политику великим державам и модус поведения – остальным, использование неординарных взглядов и подходов, в том числе в области правового регулирования данной сферы, трудно переоценить.

К сфере энергетики принято относить сферу топливно-энергетического комплекса, а именно электроэнергетику, нефтяную, нефтеперерабатывающую и газовую промышленности, трубопроводный транспорт, угольную промышленность, сферу нефтехимической промышленности, направление развития возобновляемых источников энергии и сферу атомной энергетики.

Правовое регулирование отдельных вопросов энергоснабжения и энергопотребления осуществляется целым рядом нормативных актов: «Об электроэнергетике», «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию» и т.д.

Одной из основных задач раздела "Основы правового регулирования топливно-энергетического комплекса" является предоставление полной информационно-правовой документарной поддержки повседневной деятельности предприятий и организаций ТЭК. А к таковой, помимо выполнения своих непосредственных специализированных задач, относится также ведение бухгалтерского учета, делопроизводства, работа с контрагентами, кадровая работа и т.п. Поэтому, помимо вопросов осуществления специализированных видов деятельности предприятий ТЭК, в настоящем разделе освещаются также вопросы, так или иначе связанные с организацией внутренней и внешней деятельности этих предприятий.⁹

Документы раздела "Основы правового регулирования топливно-энергетического комплекса" освещают общие вопросы организации деятельности предприятий ТЭК, к которым относятся:

- лицензирование в топливно-энергетическом комплексе;

- сертификация в топливно-энергетическом комплексе;

- трудовые отношения, требования к персоналу, охрана труда на предприятиях топливно-энергетического комплекса;

- надзор за ведением работ в топливно-энергетическом комплексе;

- пожарная безопасность производства в топливно-энергетическом комплексе;

- предоставление и отвод участков недр, земли для предприятий и объектов ТЭК;

- строительство предприятий и объектов ТЭК;

- экономика топливно-энергетического комплекса;

- особенности налогообложения и ведения бухгалтерского учета на предприятиях топливно-энергетического комплекса;

- финансирование и кредитование предприятий ТЭК;

- ценообразование и сметы в ТЭК;

- расчетные отношения в ТЭК;

- ценные бумаги в ТЭК;

- учет и статистика в ТЭК;

- особенности перемещения через таможенную границу и таможенного оформления нефти, газа, нефтегазопродуктов, электроэнергии и других энергоресурсов;

- торговля нефтью, нефтепродуктами, газообразным топливом и смежной продукцией;

- особенности приватизации предприятий и объектов топливно-энергетического комплекса;

- экологические требования при осуществлении деятельности предприятий и объектов ТЭК;

- ответственность за нарушение законодательства в топливно-энергетическом комплексе;

- судебная практика по спорам в топливно-энергетическом комплексе.

Первой и пока единственной многосторонней межправительственной организацией, которая занимается вопросами регулирования мирового энергетического рынка в целом, является Международное энергетическое агентство. Программа действий МЭА, предусматривающая повышение эффективности использования энергии, изменении структуры её потребления в пользу альтернативных источников, расширение сотрудничества со странами – членами и международными организациями для совместного решения актуальных вопросов развития энергетики, совершенствование информации о состоянии и перспективах развития мирового энергетического рынка для содействия стабильности в снабжении энергией.

Федеральная энергетическая комиссия (ФЭК) - исполнительный орган государственной власти, регулирующий естественные монополии. ФЭК, рассматривающий издержки монополий, дает предложения по изменению тарифов.

Главной задачей ФЭК является создание благоприятных отношений между потребителями и производителями энергии. Это позволяет потребителю рассчитывать на доступную по цене энергию, а производителю обеспечивать нормальное функционирование и развитие бизнеса. Основная функция ФЭК - регулирование цен естественных монополий. На уровне регионов эту функцию выполняют региональные энергетические комиссии.

Государственное управление топливно-энергетическим комплексом Энергетика, газовая и нефтяная промышленность производят небольшое число очень однородных и стандартизированных товаров. В этих условиях свободные цены на энергоносители не могут быть инструментом конкуренции. Они должны регулироваться государством наряду и в комплексе с налоговой системой, с учетом потребностей в финансовых средствах и возможностей как производителей (ТЭК), так и основных потребителей энергоресурсов. В настоящее время необходимо усиление ценового и финансового контроля государства в энергетическом комплексе. Важно, чтобы внутренние цены на энергоносители и финансовые потоки, проходящие через топливно-энергетические компании, контролировались и регулировались государством.

Внутренние цены на энергоресурсы должны быть защищены от резких колебаний мировых цен и обменного курса рубля. Это не означает их полной автономности и независимости. Однако сильные ценовые колебания могут отрицательно повлиять на производственный потенциал как топливно-энергетических отраслей, так и ш потребителей, создавать высокие риски для инвесторов.

В развитых странах относительные внутренние цены на энергоресурсы повышаются, когда мировые растут, и снижаются, когда последние падают. Вместе с тем изменение внутренних цен значительно меньше, чем мировых в первую очередь благодаря государственному регулированию.

Для нашей страны, использующей большую часть энергоресурсов на свои нужды, - это тем более актуально. Общий уровень и соотношение цен на энергоносители должны зависеть от затрат на их производство, транспортировку, потребности в капитальных вложениях. Вместе с тем развитие мировой экономики свидетельствует о том, что повышение цен на топливо и сыри выступает серьезным стимулом структурных изменений в экономике. Возрастает потребность в новых технологиях, содействующих сокращению потребления и сбережения энергии и материалов. Меняется структура производства в пользу наукоемких энергосберегающих производств. Это ведет к сокращению потребления энергоносителей и сырья и, как правило, к снижению мировых цен на эти товары.

Государственная энергосберегающая политика осуществляется на основе:

- разработки и реализации федеральных, межрегиональных и региональных программ энергоснабжения;

- проведения структурной политики, изменяющей удельный вес продукции различной энергоемкости;

- проведения энергетических обследований предприятий;

- государственной экспертизы проектов строительства и создания демонстрационных зон высокой энергетической эффективности;

- вовлечение в энергетический баланс нетрадиционных источников энергии.

Государственная политика энергоснабжения предоставляет регионам большие полномочия и возможности, так как решение многих экономических и финансовых проблем перемещается: федерального на региональный уровень.

Государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию производится в соответствии с нормативными правовыми актами РФ Федеральной энергетической комиссией Российской Федерации и региональными энергетическими комиссиями.

Регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию (размер платы за услуги) производится теперь не только по представлению производителями энергии, энергоснабжающими организациями, организациями, оказывающими услуги на оптовом и потребительском рынках, расчетов и обоснований, но и по инициативе регулирующего органа.¹⁰

Тарифы на электрическую энергию (мощность) дифференцируются по категориям (группа) потребителей исходя из:

- соответствия тарифов, устанавливаемых для различных категорий (групп) потребителей, реальным затратам энергоснабжающих организаций по производству, передаче и распределению электрической энергии для конкретной категории (группы) потребителей;

- равноприбыльности энергоснабжения различных категорий (групп) потребителей;

- уровня напряжения в точке подключения потребителя к электрической сети энергоснабжающей организации, а также режима использования потребителями заявленной максимальной электрической мощности (значения плотности индивидуальных графиков нагрузки потребителей);

- средних затрат на транспортировку потребителям электрической энергии (мощности), уровня надежности энергосбережения, суточного графика электрической нагрузки.

В последние годы во многих странах - крупных потребителях природного газа наблюдаются процессы реформирования газовой отрасли. Общей тенденцией является либерализация газового рынка, направленная на возникновение (усиление) конкуренции по различным видам деятельности (от добычи газа до его продажи конечным потребителям).

Опыт стран с развитой рыночной экономикой свидетельствует о том, что государственная стратегия развития рынка газа должна предусматривать, прежде всего: надежное обеспечение потребителей; создание благоприятных условий для освоения новых месторождений и систем транспортировки газа; развитие конкурентной среды между различными видами топлива при очень медленной и осторожной демонополизации самой газовой промышленности и определении эффективности структурных изменений на каждом этапе.

Российский рынок газа, в отличие от других видов топливных ресурсов и промышленной продукции, которые реализуются с использованием рыночных механизмов, характеризуется жестким регулированием, прежде всего, в сфере ценообразования. Цены на газ в 2006 г. были повышены в среднем на 11,9% по сравнению с 2005 годом. Цены на 2007 год введены в действие Приказом ФСТ России №338-э/1 от 5 декабря 2006 года. По сравнению с 2006 годом они увеличились в среднем на 15%. Не смотря на это, газ в России – самый дешевый вид топлива. Низкие цены на газ негативно сказываются на развитии самой газовой отрасли, для которой внутренний рынок стал убыточным. По сути, "Газпром" субсидирует огромное количество частных предприятий. Низкие цены не позволяют вкладывать средства в разработку новых месторождений, прокладку новых газопроводов, реконструкцию действующих мощностей, а без этого немыслимо развитие газовой отрасли. Существующие цены на газ в России не позволяют покрыть затраты на производство, транспортировку и реализацию газа. Такая политика серьезно ограничивает возможности формирования инвестиционных ресурсов, необходимых для воспроизводства минерально-сырьевой базы, поддержания работоспособности и устойчивого развития газовой отрасли в целом.

Условия функционирования газовой отрасли в России и государствах,

прошедших и до сих пор осуществляющих преобразования, весьма различны: существенными особенностями России являются высокая концентрация газодобычи, статус нетто-экспортера и стратегическая роль газа как экспортного ресурса, большие расстояния транспортировки газа из мест добычи в основные газопотребляющие регионы. Это не позволяет всерьез говорить о применимости какой-либо международной модели реформирования для российских условий в качестве единого целого. Более того, во многих странах (в первую очередь в США и странах Европейского союза) опыт преобразований газовой отрасли и газового рынка противоречив. Реформы еще не завершены, в значительном числе случаев они либо не принесли желаемого результата, либо, решив часть проблем, создали или потенциально в состоянии создать ряд негативных побочных эффектов, которые впоследствии требовали новых болезненных преобразований.

В целом международный опыт убедительно свидетельствует о том, что ряд базовых принципов государственной политики реформирования следует считать неотъемлемой составляющей эффективной программы модернизации газового рынка в любой стране. К таким принципам относится необходимость смягчения государственного регулирования и либерализации цен как неотъемлемого условия создания привлекательного режима для инвестиций в газовый сектор. В ряде стран, проводивших и осуществляющих реформы (США, где с 1978 г. с целью решения проблем, связанных с оттоком инвестиций из газовой отрасли в результате жесткого регулирования цен был принят Natural Gas Policy Act, определивший сроки и условия дерегулирования цен, а также Канада), либерализация цен и отказ от ряда иных мер государственного регулирования (выдача разрешений на осуществление ряда видов деятельности в секторе газоснабжения) стали основным инструментом экономической мотивации капиталовложений в добычу газа. Следует отметить, что избыточное государственное регулирование, в первую очередь цен, сдерживает развитие всех субъектов газового рынка и в России.

Зарубежный опыт реформирования газового рынка в различных странах поможет избежать ошибок, которые в масштабах России, при доминирующем положении газа в топливном балансе страны, в условиях неустойчивой экономики газовой отрасли и наметившихся тенденций дефицитности газа, могут привести к крайне негативным последствиям.

Более того, российской стороной были разработаны стратегии и

аргументы противодействия требованиям зарубежных партнеров, в частности, по вопросам: повышения внутрироссийских цен на газ до мирового уровня и проблемы субсидирования российской экономики; ликвидации монополии ОАО "Газпром" на экспорт газа, обеспечения свободы транзита газа через российские трубопроводные системы, уравнивания тарифов на прокачку газа для внутренних потребителей и на экспорт разрешения строительства частных трубопроводов и их дальнейшую эксплуатацию иностранными инвесторами, отмены экспортных пошлин на газ или радикального их снижения.

Особая роль в системе мероприятий государства в сфере естественных

монополий принадлежит механизму регулирования цен и тарифов. Тарифное регулирование трубопроводного транспорта как естественной монополии имеет под собой серьезные теоретические основания и, очевидно, будет осуществляться еще достаточно долгое время. По крайней мере, до момента формирования полноценного конкурентного рынка в этой отрасли или на рынке перевозок, объединяющего несколько видов транспорта углеводородов. Учитывая, что выручка, получаемая трубопроводными компаниями от реализации услуг по регулируемым тарифам, является основным видом их дохода.

Основные принципы формирования системы тарификации помимо достаточности объема выручки, получаемого от регулируемого вида деятельности, для покрытия всех обоснованных расходов субъекта регулирования, достаточно хорошо известны: простота расчета тарифов и их

применения; устойчивость системы, подразумевающая, что в практике применения не будет возникать необходимость ее изменения неоправданно часто. Кроме того, должны учитываться технологические особенности отрасли, структура системы трубопроводов, а также особенности рынка транспортируемого товара. Последнее особенно важно, если осуществляется

переход от регулирования конечной цены товара (как в случае с природным газом) к стоимости его транспортировке. Здесь важно обеспечить стабильность рынка в переходный рынок, уберечь его от потрясений.

Таким образом, формирование тарифов на услуги газораспределительных организаций должно происходить на основе использования метода нормирования прибыли к стоимости основных производственных фондов предприятий. Для этого необходимо произвести инвентаризацию фондов предприятий, а также определить соответствующие нормы рентабельности, применяемые к «старым» и «новым» фондам.¹¹

Глава 2. Анализ потенциала мирового рынка природного газа

2.1. Динамика мирового производства и потребления природного газа

В течение последних десятилетий роль и значение природного газа в энергобалансе мировой экономики постоянно возрастает, что обусловлено как его высокой эффективностью в качестве энергетического ресурса и сырья для промышленности, так и повышенной в сравнении с нефтью и углем экологичностью. Эта тенденция продолжится и в будущем, а возможно, даже усилится за счет удешевления технологий сжижения природного газа и строительства новых магистральных газопроводов.

Природный газ будет самым динамичным видом первичного топлива и к 2025 г. объемы его потребления увеличатся почти на 70%. Средний годовой рост ожидается порядка 2,2%, в то время как для нефти он составит 1,9% в год, а для угля - 1,6. С 2001 по 2025 гг. потребление природного газа увеличится с 90 до 151 трлн фут3, а его доля в мировом потреблении первичной энергии возрастет с 23 до 25 процентов.

Наиболее быстро потребление природного газа будет расти в развивающихся странах, со среднегодовым темпом в 2,9%. Значительная часть прироста потребления газа в этих странах будет использована для производства электроэнергии. В индустриальных странах, с достаточно развитой структурой потребления природного газа, рост будет ниже, порядка 1,8% в год в рассматриваемый период, но по абсолютным объемам потребления индустриальные страны по-прежнему будут доминировать в мире. Прирост потребления природного газа в Северной Америке ожидается в пределах 13 трлн фут3. Имевшаяся в 90-е годы XX века у стран Восточной Европы и бывшего СССР тенденция к сокращению потребления природного газа будет преодолена в новом веке, но по абсолютным объемам потребления у этой группы стран будет увеличиваться разрыв с индустриальными странами. Примерно с 22,1 трлн фут3 в 2001 г. он возрастет до 30,5 трлн фут3 - в 2025 и, кроме того, их обгонят развивающиеся страны, которые к 2025 г. выйдут на 2-е место с объемом потребления в 42,6 трлн фут3 природного газа. Производство природного газа в странах бывшего СССР будет динамично развиваться. К 2010 г. будет превышен уровень 1990 г., а в 2025 г. суммарная добыча должна составить 44,5 трлн фут3, что более чем на 73% выше показателя 2001 г. Собственное потребление будет идти меньшими темпами. Благодаря этому прогнозируется более чем двукратный рост экспорта природного газа, с 4,9 трлн фут3 в 2001 г. до 11,7 трлн фут3 - в 2025.

По оценкам экспертов, в рассматриваемый период страны бывшего СССР увеличат свою долю в мировом производстве природного газа с 27,5 до 29,5% и станут крупнейшим региональным производителем.

Северная Америка сократит свою долю в мировом производстве газа с 30,3% в 2001 г. до 22,3% - в 2025 и сместится на 2-е место. Причем в Канаде после 2010 г. не прогнозируется рост добычи природного газа, а в США, крупнейшем региональном производителе, средний рост оценивается в 0,8% в год.

Западная Европа сократит добычу природного газа с 10,2 до 9,8 трлн фут3 и тем самым навсегда выйдет из числа региональных лидеров мировой добычи природного газа. Ее призовое место уверенно займут страны Ближнего Востока, которые к 2025 г. могут выйти на добычу природного газа в 18,8 трлн фут3 с 8,3 - в 2001 г. В 2025 г. значительные объемы добычи газа ожидаются в Африке -14,1 трлн фут3, в Центральной и Южной Америке - 10,6, в развивающихся странах Азии, без Китая и Индии, - 10,8 трлн фут3. В Индии, и особенно, в Китае прогнозируются достаточно высокие темпы роста добычи природного газа в 2,6 и 4,5% в год, но низкий начальный уровень добычи скажется на итоговых объемах добычи. Так, к 2025 г. Индия только приблизится к 1% мировой добычи природного газа, а Китай чуть превысит 2 процента.

Динамику фактической добычи газа характеризуют только те его объемы, которые поступают в магистральные газопроводы. Это так называемая товарная добыча, которая отличается от валовой добычи на величину различных потерь (попутный газ, газ, использованный для закачки в нефтеносный пласт, сожженный в факелах или выпущенный в воздух и прочие потери). В ряде стран в показатель добычи газа, кроме природного, включают попутный нефтяной газ, поэтому, в частности, по России показатели добычи газа, публикуемые органами отечественной статистики, не совпадают с данными международной статистики.¹²

Отношение товарной добычи к валовой, характеризующее степень потерь при добыче, получило название коэффициента утилизации. В промышленно развитых странах этот показатель повысился с 68% в 50-х годах до 86% - в 90-х годах, в то время как в развивающихся странах он в целом не превышает 45%. Эффективность добычи природного газа в различных регионах существенно отличается, что свидетельствует о разрыве в уровнях используемых технологий. В Западной Европе, например, коэффициент утилизации составляет 89%, в Северной Америке - 80%, В Латинской Америке - 66%, в Африке - 38%.

Таблица 2.1.

Данные о добыче природного газа по странам мира в 1970-2010 гг., млрд. куб. м

Пальму первенства в добыче природного газа держат США. На их долю приходится 20% объема природного газа, поставляемого потребителям. Разработкой газовых ресурсов в США занимаются около 8000 различных компаний, причем большинство из них имеют узкую специализацию по сферам влияния: разработка месторождений, переработка и транспортировку газа. Эта стало возможным по целому ряду причин, в числе которых экономические, политические и климатические факторы. Газовая промышленность в США имеет более чем вековой опыт развития. В США функционирует хорошо разветвленная сеть магистральных трубопроводов. Часть месторождений расположена вдоль побережья, что позволило организовать переработку газа и его транспортировку морскими судами, как на экспорт, так и для нужд собственной страны. Второе место по добыче газа занимает Россия (17,6%). Значительный уровень добычи газа сохраняется в Канаде, Иране, Норвегии, однако их общая доля в общемировой добыче газа не превышает 14%. (Табл.2.1., с.37).

Рисунок 2.1. Десятка-стран лидеров по добыче природного газа в 2010 гг., млрд. куб. м

За последние 20 лет доля природного газа в мировом энергетическом балансе выросла с 19 до 24%. (Рис. 2.1., с. 38). По прогнозам ряда экспертов, она будет и далее постепенно возрастать до 26–28% к 2020 г. и 30% к 2050 г.

Масштабы и структура потребления энергетических ресурсов в мировой экономике со временем претерпевают значительные изменения под влиянием спроса и предложения. Среди факторов спроса на природный газ определяющими являются темпы развития мировой экономики и ее энергоемких отраслей – электроэнергетики, химической промышленности, металлургической промышленности и некоторых других. Также на спрос влияет потребление сферы услуг, общественного сектора и домашних хозяйств. В этих сегментах экономики наблюдается разнонаправленное воздействие многих факторов. С одной стороны, новые энергосберегающие технологии и товары, появляющиеся на рынке, понижают спрос на природный газ, а с другой стороны, увеличение энерговооруженности сферы услуг, общественного сектора и домашних хозяйств ведет к его росту.

Структурные сдвиги в потреблении энергоресурсов в направлении увеличении доли природного газа также связаны и с изменениями в предложении энергоресурсов. Наряду с традиционными энергоносителями (нефть, газ, уголь) последние годы на рынке появился широкий спектр нетрадиционных видов энергии типа горючего газа, извлекаемых угольных пластов, малопроницаемых песков, сланцев.¹³

Таблица 2.2.

Данные о потреблении природного газа по странам и регионам мира в 1970-2010 гг., млрд. куб. м

По абсолютным масштабам лидирующие позиции в мировом газопотреблении занимает группа промышленно развитых стран. (Табл. 2.2, с. 40). В то же время в последние десятилетия темпы прироста потребления природного газа в промышленно развитых странах были ниже среднемировых показателей, что привело к снижению доли этих стран в суммарном объеме газопотребления. Среднегодовые темпы прироста по этой группе стран составили в 1971-1980 гг. 2% против 3,9% среднемировых, а в конце XX - начале XXI века - 1,2% против 2,3% в среднем по миру. Существенное замедление потребления газа промышленно развитыми странами в истекшем десятилетии связано главным образом с экономическими спадами в начале 80-х и 90-х годов. К середине 90-х годов спрос повысился и, согласно прогнозу МЭА, в ближайшей перспективе уровень спроса на природный газ со стороны развитых стран не будет отличаться от среднемирового.

Среднегодовые темпы прироста потребления природного газа в бывших социалистических странах в 1971-1990 гг. составили 6,3% и заметно превышали мировые, что вело к последовательному увеличению их удельного веса в мировом газопотреблении. Эта тенденция прервалась в 90-е годы в обстановке политических и экономических потрясений, в частности, в результате резкого снижения промыш­ленного производства в странах СНГ.

Развивающиеся страны, так же как и страны ОПЕК, по интенсивности потребления газа превосходили другие регионы, что в значительной мере связано с низким исходным уровнем потребления. Если использование газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе, Южной и Центральной Америке, Африке и на Ближнем Востоке увеличивалось со средними темпами не менее 6% в год, в Европе наблюдался умеренный рост - в среднем на 4,1% в год, то для США и постсоветского пространства были характерны стагнация или даже снижение объемов потребления. (Рис. 2.2, с. 42).

Рисунок 2.2. Десятка стран – лидеров по потреблению природного газа в 2010 г., млрд. куб. м

Традиционными потребителями природного газа являются промышленность, сельское хозяйство, сфера услуг, транспорт, бытовой и энергетический сектор. Динамика и масштабы спроса на природный газ со стороны отдельных потребительских групп носят различный характер. В то время как одна группа потребителей увеличивает долю газа в покрытии своих энергетических затрат, другая отдает предпочтение конкурирующим энергоносителям. В структуре потребления в связи с этим происходят изменения, которые определяются помимо конкурентного предложения на рынке энергоносителей также технологическими факторами, экологическими требованиями, государственным регулированием.

Структурные изменения происходят и внутри крупных потребителей газа: выделяются наиболее газоемкие отрасли и сектора, формируются наиболее устойчивые и стабильные потребители. В различных странах этот процесс протекает по-разному в зависимости от особенностей промышленного производства, состояния инфраструктуры, характера производства электроэнергии. Начатое несколько лет назад массовое строительство высокоэффективных парогазовых электростанций вызвало быстрое увеличение использования природного газа в электроэнергетике. Использование природного газа возрастет и в других секторах мирового хозяйства.

В химической и нефтехимической промышленности природный газ используется не только как технологическое топливо, но и как ценное сырье для производства аммиака, метанола, ацетилена, азотных удобрений, ароматических углеводородов и широкой гаммы химических полупродуктов.¹⁴

Наибольшее количество природного газа в мире потребляется в электроэнергетическом и коммунально-бытовом секторах - 77% в 2008 году, в отраслях промышленности (химия, металлургия и др.) использовалось 10%, в качестве моторного топлива 2%, закачивалось в пласт и сгорало на факелах 11% природного газа. В перспективе высокая доля электроэнергетики и коммунально-бытового сектора сохранится на уровне 77-78%, использование в промышленности возрастет до 11-12%, а в качестве моторного топлива до 3%.

Крупной группой в газопотреблении является коммерческо-бытовой сектор. Спрос на природный газ со стороны коммерческо-бытового сектора в течение длительного времени сохраняется на высоком уровне и имеет тенденцию к росту благодаря таким его потребительским свойствам как высокая калорийность, удобство применения и чистота сгорания, что делает его привлекательным источником энергии для приготовления пищи и отопления жилых домов, служебных помещений и т.п. Как правило, коэффициент полезного действия газа выше, чем при использовании других видов энергии, за исключением электричества, особенно в небольших нагревательных приборах (бытовое потребление).

Таблица 2.3

Прогноз роста мирового спроса на природный газ

Из-за быстрого роста потребления газа в развивающихся странах, прежде всего, в Китае, изменится географическая структура потребления газа. (Табл. 2.3, с. 44). Удельный вес стран ОЭСР в мировом потреблении за (2000-2030) гг. сократится с 52% до 49%, а в странах с переходной экономикой с 24% до 19%, доля же развивающихся стран вырастет с 21% до 32%. Заметно увеличится потребление газа в промышленности, особенно в качестве сырья для нефтехимии, и, наконец, уже в 2010 г. ожидается, что не менее 29 млрд. куб. м будет переработано в жидкое синтетическое топливо против 4 млрд. куб. м в 2000 г. К 2030 г. потребление газа на эти цели достигнет 233 млрд. куб. м.

Возрастающий спрос на газ отвечает интересам стран ОПЕК, в которых сосредоточены самые большие в мире запасы газа (42% общего объема) и на которые в настоящее время приходится только 14% общемировой добычи газа, идущего на рынок.

Быстрыми темпами будут развиваться процессы внедрения в международную торговлю сжиженного природного газа (СПГ). В настоящее время доля СПГ в мировой торговле газом составляет 27,4%, а к 2020 г. прогнозируется увеличение доли СПГ в общем объеме газового рынка до (31-37)%. Ввоз СПГ в страны Азии составляет около 70% всего объема СПГ, попадающего в каналы международной торговли, около 27% СПГ поставляется в страны Западной Европы, а остальное в США. В дальнейшем мировой спрос на этот товар будет концентрироваться в основном в США, где уже намечается расширение производства электроэнергии на базе газа.

Увеличение темпов роста торговли СПГ связано со значительным снижением цен на этот вид топлива. За последние десять лет себестоимость производства и транспортировки СПГ сократилась на (35-50)% и тенденция к снижению издержек сохраняется. Расширение производства СПГ связано с желанием стран, обладающих значительными запасами природного газа, активнее использовать его для максимизации своих доходов. Среди этих стран Катар, Нигерия, Тринидад и Тобаго, Австралия. Возможно развитие производства в Иране, Анголе и Венесуэле.¹⁵

2.2. Факторы формирования конъюнктуры мирового рынка

природного газа

Вопрос установления механизмов и правил формирования цен на топливно-энергетические ресурсы остается одним из самых важных для российской экономики в ближайшие 5-10 лет, усиленный волатильностью цен на мировом рынке.

В условиях идеального рынка цена товара формируется на основе баланса спроса и предложения, предполагая при этом возможность свободного входа и выхода на рынок, свободный доступ к товару со стороны всех потенциальных потребителей и полную открытость рыночной информации для всех участников.

По-другому формировалась традиционная модель рынка природного газа: в ней поставщик и потребитель связаны долгосрочными контрактами, при заключении которых стороны оговаривают стартовую цену и способ индексирования, предполагающий, в абсолютном большинстве случаев, изменение цены на газ в соответствии с темпами роста цены на нефть. Такой метод был выработан не сразу: на ранних этапах развития газового рынка цену определяли производители газа, руководствуясь методом «издержки плюс», в соответствии с которым цена газа у потребителя включает в себя затраты производителя на добычу и транспортировку газа до места продажи, а также определенный элемент прибыли (премию). Обеспечивая гарантированный доход, метод «издержки плюс» при этом не обеспечивал добывающим компаниям высокой рентабельности. Кроме того, в пересчете на сопоставимые единицы газовые цены сильно уступали нефтяным как по абсолютным значениям, так и по темпам роста (в период 1940-х– 50-х годов, рис. Подобный диспаритет вынудил производителей газа искать новую модель ценообразования, способную обеспечить большую прибыльность добычи газа. Нидерланды первыми предложили привязать и в дальнейшем индексировать цену на газ по цене нефтепродуктов. В качестве альтернативного топлива для населения был выбран топочный мазут. Такой подход к ценообразованию на природный газ был частью политики голландского правительства по максимизации прибыли, получаемой государством от продажи природных ресурсов.

Конъюнктура газового рынка претерпела существенные изменения, однако текущий дисконт цен на газ по отношению к другим энергетическим товарам выглядит завышенным. Такой технологический сдвиг не мог не сказаться на ценообразовании в отрасли. Например, по отношению к нефти газ традиционно торговался в среднем на уровне 60%, сейчас же спотовая цена на газ составляет всего 30% от цены на нефть, что является историческим минимумом. Даже, принимая во внимание серьезное изменение конъюнктуры рынка газа, произошедшее за последние два года, текущий уровень цен на наш взгляд не является устойчивым. Для многих производителей, особенно нетрадиционного газа, он близок к уровню предельных издержек. Это неизбежно приведет к сокращению предложения, изменению равновесной цены и сокращению дисконта к нефти.¹⁶

Развитие нетрадиционных источников добычи газа, таких как сланцы, плотные песчаники и угольные пласты, носит пока локальный характер и сосредоточено в основном в США. Развитие технологий гидроразвыва пласта и горизонтального бурения, а также продвинутое сейсмическое 3D моделирование разрабатываемые в США с конца XX века позволили американским нефтегазовым компаниям существенно снизить себестоимость добычи и начать промышленную добычу нетрадиционного газа.

В США за последние 5 лет добыча нетрадиционного газа выросла настолько, что в 2010 году такой газ будет составлять уже более 50% от общего производства газа в стране. Успехи в добыче нетрадиционного газа позволили США впервые с 2001г. обойти Россию и завоевать пальму первенства по добыче газа в мире.

В Северной Америке и в Великобритании наблюдалось определённое сходство в развитии товарных рынков нефти и газа, подкреплённое сходством природных характеристик и распределения ресурсов, а также успешным реформированием энергетической отрасли. В течение последних 20 лет, как в Северной Америке, так и в Великобритании сформировался ликвидный рынок газа. В Северной Америке и в Великобритании хорошо развита конкуренция между различными поставщиками газа, а цены на газ более не привязываются в контрактах к ценам на нефть и эволюционируют самостоятельно. Вместе с тем, фактическая корреляция между ценами на нефть и газ сохраняется из-за эффектов замещения в долгосрочной перспективе, даже несмотря на то, что цены на газ имеют больше пиков, чем цены на нефть, что отражает более изменчивый спрос на электроэнергию. В отличие от положения в Северной Америке и Великобритании, газовые рынки в континентальной части Европейского Союза (за исключением Нидерландов), а также в Японии и Корее развивались на основе импортируемого газа. Конфигурацию этих импортных рынков определяло стремление стран-экспортёров максимизировать ренту от экспорта газа в качестве компенсации за истощение своих не возобновляемых ресурсов и реализовывать свой газ по максимально возможно высоким ценам.

На сегодняшний день 50% потребления ЕС зависит от трёх крупных стран-экспортёров газа: Алжира, Норвегии и России. Более того, газ экспортируется в ЕС в основном всего с семи сверх гигантских месторождений (российские месторождения Ямбург, Уренгой и Медвежье, а с 2000 года также Заполярное; Гронинген в Нидерландах; Хасси Р’Мел в Алжире и Тролль в Норвегии).

Существуют также важные различия на стороне спроса. Во всех регионах газ применяется в таких секторах, как ЖКХ и сфера услуг, которые не только характеризуются очень низкой ценовой эластичностью, но и тем, что спрос в них во многом зависит от климатических условий. В Северной Америке и в Великобритании газ также широко используется в электроэнергетике, для которой характерна высокая ценовая эластичность спроса. В отличие от этих регионов, газ играет совсем иную роль в электроэнергетике Континентальной Европы, Японии и Кореи. В некоторых частях Континентальной Европы газ используется для выработки электроэнергии. В других странах, где отечественные энергоресурсы отсутствуют, газ традиционно импортировался для производства электроэнергии с целью покрытия базисной нагрузки с высоким коэффициентом использования мощностей.

Согласно прогнозам спотовые цены на природный газ в Европе и Северной Америке к концу 2010г. выросли на 20% до $165 и $200 за тыс. куб.м., соответственно, в то время как цена на нефть марки Brent находятся на уровне $80 за баррель, что лишь на 10% выше текущих значений. Опережающий рост цен на газ на наш взгляд вызван сокращением дисконта по отношению к нефти, находящегося сейчас на многолетних максимумах. (Табл. 2.4, с. 49).

Таблица 2.4

Прогноз спотовых цен на газ

	Текущая цена	2012	2013
Henry Hub (США), $/ 000 куб.м	183	201	212
темп роста, %	9%	10%	6%
Zeebrugge (Европа), $/ 000 куб.м.	225	245	260
темп роста, %	10%	9%	6%

Этот позитивный прогноз по росту цен на газ также основан на текущих макроэкономических трендах: постепенное восстановление мировой экономики, бурный рост экономик стран АТР, низкие процентные ставки, большой объем ликвидности на финансовых рынках, ускорение инфляционных процессов, все это способствует постепенному росту цен на энергоносители.

В современных условиях получается, что цена на газ зависит от средней цены на нефть за предшествующий квартал. Используя формульный подход, поставщики и покупатели газа по очереди поддерживают друг друга и смягчают удары рынка. Когда нефть и нефтепродукты резко дорожают, газ обходится покупателю заметно дешевле, но когда «черное золото» стремительно падает в цене, он как бы возвращает аванс поставщику газа. Если же брать более длинные отрезки времени — от года и больше, то в принципе никто никому не переплачивает.

Кроме того, так как цена на газ зависит от средней цены на нефть (нефтепродукты) за предшествующий временной отрезок (квартал, полгода, девять месяцев), поставщики и покупатели могут заранее посчитать, сколько он будет стоить в соответствующий будущий временной отрезок и подготовиться к снижению или повышению цены.

Повышение цен на газ — неизбежность, с которой придется смириться. Эта тенденция характерна не только для Европы и Америки, но и для добывающих газ стран, в том числе России. Противостоять этой тенденции может только рациональное энергопотребление и развитие альтернативных источников энергии — естественно, не за счет увеличения и без того высокой налоговой нагрузки на газ, которая типична для стран континентальной Европы. Но решать вопрос снижения цен на газ за счет их отвязки от нефти — путь, не сулящий никаких дивидендов.¹⁷

2.3. Особенности мировых рынков природного газа: европейского,

американского, азиатского, российского

Газовая отрасль, в настоящее время является важнейшей частью энергетики любого государства, одной из несущих конструкций экономики. Основным лейтмотивом развития газовых рынков является повышение эффективности государственного регулирования в сфере газоснабжения, совершенствование хозяйственных отношений путем развития рыночных механизмов и формирование конкурентной среды для:

- oбеспечения удовлетворения спроса внутренних потребителей и выполнения контрактов по поставкам газа на экспорт или импорт;

- снижения рисков возникновения дефицита или перепроизводства газа и возможного их негативного воздействия на экономику в целом;

- повышения инвестиционной привлекательности всех сфер газоснабжения и обеспечения экономических, организационных и законодательных условий эффективного участия собственных и иностранных инвестиций в развитии газовой отрасли;

- стимулирования использования альтернативных видов энергетического сырья, интенсификации процессов энергосбережения.

Особенностью развития мировой торговли газа является практическое объединение региональных рынков. Вместо существующих раздельно рынков Северной Америки, Европы и Азии образуются рынки газа Атлантического и Тихоокеанского бассейнов (связь между которыми будет значительно более жесткой, чем современные межгеографические зависимости). В итоге складывается довольно эффективный рынок с корреляцией цен в основных торговых центрах и географическим разбросом цен, определяющимся транспортными издержками от цен основных торговых центров.

Рынок Европы

Европейский газовый рынок – третий по величине региональный рынок в мире, а Евросоюз наряду с США, Китаем и Японией является крупнейшим потребителем и импортёром природного топлива. Либерализация энергетического (в частности, газового) рынка Европы – это необходимость для дальнейшего развития европейского газового комплекса, что, в свою очередь, необходимо для успешного роста европейской экономики. Газовому комплексу нужны огромные инвестиции для осуществления крупных проектов по добыче и транспортировке природного газа, а потребителям – приемлемые цены на энергоносители.

В перспективе предполагается, что после либерализации, проводимой ЕС, структура европейского рынка газа будет весьма схожа со структурой рынка газа в североамериканских штатах. Будут существовать несколько региональных центров торговли природным газом на пересечении уже существующих и возможно достроенных трубопроводов и расширения использования СПГ для межконтинентального транспорта газа.¹⁸

Как уже отмечалось, несмотря на общую тенденцию к глобализации, рынки природного газа в силу объективных причин сохраняют преимущественно региональный характер. Это особенно наглядно проявляется на рынке Европейского Союза, где для стран-членов ЕС и их партнеров природный газ выявляет политические, экономические, промышленные, экологические и социальные проблемы будущего. В Европейском Союзе до сих пор нет единого рынка для таких сетевых энергопродуктов, как электроэнергия и природный газ. Национальные или, в лучшем случае, региональные рынки отделены друг от друга. Это негативно влияет не только на конкуренцию и на объединение систем альтернативных источников энергии, но и на надежность энергоснабжения.

Расширение Европейского Союза в аспекте создания единого рынка природного газа означает внесение поправок в законодательство ЕС, создание новых адекватных рыночных структур и соответствующих правил поведения на энергетическом рынке в целом, и на газовом рынке в частности. Конкретно, это предполагает освобождение рыночных цен на энергоносители, разработку и соблюдение правил конкуренции для общеевропейского рынка, полное его открытие для поставщиков и потребителей на базе разгосударствления и демонополизации, гибкое регулирование, основанное на диалоге между заинтересованными сторонами. В совокупности, это должно благоприятствовать созданию оптимальной рыночной ситуации, отвечающей интересам всех участников рынка природного газа Европейского Союза.

Рынок США

В США в течение более ста лет совершенствовались рыночные институты и институты по регулированию газовой отрасли. Многочисленные месторождения природного газа, собственниками которых являются около 8000 независимых компаний, довольно равномерно распределены по территории США. В США создана весьма плотная и разветвленная сеть магистральных газопроводов протяженностью 458 тыс. км, которыми владеют 160 независимых компаний; в распоряжении 1250 газораспределительных компаний находятся газопроводы протяженностью 1421 тыс. км.

Система газопроводов имеет большое количество (29) узлов (так называемых «хабов»), являющихся рыночными площадками по торговле природным газом для 260 торгующих газом компаний. Все это обеспечило объективные условия для формирования конкурентного рынка природного газа в США.

При этом цены на энергоносители, включая природный газ, в США – свободные, а регулируемые цены (тарифы) применяются только в сферах естественных монополий, в частности на услуги по транспортировке газа как по магистральным, так и распределительным сетям. В отличие от Западной Европы, в США имеет место разветвленная по всей стране система магистральных газопроводов, позволяющая поставщикам и потребителям выбирать наиболее эффективный путь транспортировки газа. Этот путь не обязательно более короткий, т.к. уровень тарифов по системам различается – более высокие тарифы по новым трубопроводам на период их окупаемости, более низкие – по действующим.

Американская модель газового рынка – одна из старейших либерализационных моделей, которая, пользуясь лучшими достижениями либерализации, такими, как свободное ценообразование и информационная открытость рынка, идет по пути сужения границ конкурентной среды, снятия ограничений на образование вертикально-интегрированных компаний, а следовательно, отказа от структурной обособленности процесса транспорта и распределения природного газа. Можно аргументировано утверждать, что американская либерализационная модель находится на пути создания оптимального баланса между потенциально монопольным и конкурентными секторами газового и нефтегазового рынков. В мире признано, что наибольший прогресс в области дерегулирования газовой отрасли достигнут именно в США, где либерализация рынка природного газа была начата в 1978 году после нескольких десятилетий довольно жесткого регулирования. Успех либерализации рынка природного газа в Штатах обусловлен рядом обстоятельств экономического характера и совершенствованием антимонопольного законодательства. США имеют длительную историю газоснабжения, восходящую еще к эпохе использования каменноугольного газа. В стране в течение более ста лет совершенствовались рыночные институты и институты по регулированию газовой отрасли.

Рынок России

Известно, что Россия является мировым лидером по доказанным запасам природного газа. В России развитие энергетики осуществляется на основе Государственной энергетической стратегии, принимаемой правительством страны, и в соответствии с ней природный газ в предстоящие двадцать лет останется главным видом топлива. Правда, его доля в суммарном потреблении энергоресурсов будет несколько снижена. Важная роль в этом непростом деле отводится энергосбережению. В этой области в России существует ряд государственных программ.

Принимаемые руководством России меры по дальнейшему реформированию экономики, совершенствованию ценовой и налоговой политики, формированию благоприятного инвестиционного климата и внутреннего конкурентного рынка газа дают основание полагать, что в первой четверти нового века российская газовая промышленность будет интенсивно развиваться. Ее основными задачами на период до 2020 года являются:

- освоение месторождений полуострова Ямал;

- ввод в разработку новых месторождений в Надым-Пур-Тазовском регионе Западной Сибири, который останется в обозримый период главной ресурсной базой;

- разработка газовых ресурсов на шельфе северных морей, в первую очередь крупного Штокмановского месторождения, и месторождений на шельфе острова Сахалин;

- освоение запасов Восточной Сибири и Дальнего Востока;

- дальнейшее развитие сети магистральных газопроводов и подземных газохранилищ.¹⁹

Газовая отрасль в России чрезмерно зарегулирована государством и практически полностью им контролируется через Газпром. Поставки газа на экспорт подвержены влиянию геополитических интересов России – прежде всего, сохранению традиционных партнеров и сложившихся в бывшем СССР экономических отношений, с преобладанием патерналистских подходов. Также соблюдаются интересы энергетической безопасности и осуществляются попытки влияния на европейских партнеров для достижения геополитических целей. (Табл. 2.5, с. 55).

Таблица 2.5

SWOT-анализ российской газовой промышленности

Исходя из сложившейся ситуации, можем констатировать следующее:

1) в силу объективных обстоятельств в России пока нет условий для организации полномасштабного конкурентного рынка газа;

2) государство будет продолжать играть важную роль в функционировании газовой отрасли, в частности, еще предстоит выявить оптимальные границы либерализации рынка газа и основные направления государственного регулирования;

3) технологической основой организованного рынка газа является его товаропроводящая система.

Рынок Азии

Внешние интересы на центрально-азиатском пространстве представляют Россия, США, Евросоюз, Китай, Индия, Пакистан и Иран. Среди стран Центральной Азии, имеющих производственный и экспортный потенциал в нефтегазовом секторе, можно выделить Казахстан, Узбекистан и Туркменистан. Располагая значительно меньшими ресурсами, Кыргызстан и Таджикистан выступают важными участниками процесса, влияя на выбор энергетических коридоров.

Запасы газа в стране, утвержденные Государственной комиссией по запасам, составляют 3,7 трлн. кубометров, в том числе растворенного - 2,4 трлн. кубометров, свободного - 1,3 трлн. кубометров. При этом перспективные и прогнозные ресурсы оцениваются в 6-8 трлн. кубометров, что связано в основном с освоением запасов Каспийского моря. Основная часть ресурсов газа в республике сосредоточена в крупных разрабатываемых или подготовленных к разработке месторождениях - нефтяных Тенгиз, Кашаган, Королевское (Атырауская область) и газоконденсатных - Карачаганак (Западно-Казахстанская область), Жанажол, Урихтау (Актюбинская область) и других.

В основе своей казахстанский газ добывается попутно с нефтью и газовым конденсатом. Главной особенностью прогнозируемых ресурсов газа является то, что практически все они располагаются в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, характеризующихся сложностью извлечения из-за больших глубин (более 5 тыс. метров), многокомпонентностью состава и, главное, повышенным содержанием сероводородных соединений.

Мировое потребление природного газа имеет устойчивую тенденцию к увеличению, особенно на рынках АТР. Газовый рынок Евразии менее развит по сравнению с рынком США, основным препятствием являются монополизированный рынок в России, устаревшая система взаимодействия со странами Центральной Азии и не совсем оптимизированный газовый рынок ЕС. Газовая отрасль Китая находится под жестким контролем и регулированием государства, либерализация газового рынка там еще предстоит. Самым оптимизированным под рынок является газовый рынок США, где интересы бизнеса и регулирование государства наиболее сбалансированы. Модель функционирования газового рынка США отличается большим количеством участников, высокой степенью конкуренции и отрабатывалась в течении долгого периода времени.

Появление новой технологии добычи сланцевого газа является технологическим прорывом мирового масштаба, однако, развитие добычи сланцевого газа ограничено границами США и возможно Канады, разведка, подтверждение и возможности добычи сланцевого газа в других странах неопределенно. Однако уже на данный момент большие объемы «свободного» к реализации сжиженного газа на мировом рынке (ввиду роста добычи сланцевого газа и как следствие снижения спроса на сжиженный в США), могут влиять на снижение мировых цен на газовых рынках.

Государства Центральной Азии и Казахстан в настоящее время проводят не достаточно активную политику в развитии региональных газовых рынков и пассивную в развитии рынков сбыта газа. Неравномерное размещение мест добычи и производства газа, недостаточное развитие системы газификации является серьезным препятствием для развития промышленности, газовой отрасли и как следствие улучшения качества жизни в Казахстане. Для увеличения производства газа в Казахстане необходимо развивать прогрессивные методы утилизации попутного газа, наращивать объемы переработки газоконденсата, осваивать новые виды добычи газа из сланцев, плотных песчаников, угольных метанов и т д.²⁰

Глава 3. Основные тенденции и прогнозы развития мирового рынка природного газа

3.1. Влияние на мировой рынок природного газа стран-экспортеров

газа (ФСЭГ)

Напряженная ситуация на рынках газа способствует увеличению роли ФСЭГ как координирующей силы, способствующей укреплению взаимопонимания и развитию взаимодействия между основными странами-экспортерами.

Растущая глобализация и изменение ситуации на рынке газа в пользу потребителя заставили основных поставщиков газа начать более интенсивный взаимный диалог в рамках новой организации ФСЭГ (Форума стран экспортеров газа), которую нередко называют «газовым ОПЭК». Организация объединяет владельцев 73% мировых запасов газа, обеспечивающих 42% его мировой добычи.

На наш взгляд, продолжительное падение цен на газ послужит серьезным стимулом на пути к усилению роли «газовой ОПЕК» (Форума стран-экспортеров газа). В отличие от рынка нефти, где ОПЕК в конце 2008 года смогла стабилизировать рынок, сократив добычу на 4,2 млн баррелей в день (210 млн тонн в год), на рынке газа подобная координирующая сила отсутствовала, что стало одной из основных причин переизбытка газа и резкого снижения цен.

ФСЭГ был основан в 2001 г., но в течение нескольких лет имел неформальный статус. В конце 2008 г. был подписан устав ФСЭГ и межправительственное соглашение о создании организации. (Табл. 3.1., с. 59). По итогам 2009 года на страны-члены ФСЭГ пришлось 51,4% экспорта природного газа.

В качестве цели ФСЭГ заявлено увеличение уровня координации и усиление сотрудничества между странами-членами. Форум также призван развивать диалог между производителями и потребителями газа.

Таблица 3.1

График заседаний ФСЭГ

Генеральный секретарь ФСЭГ Л. Бохановский приступил к выполнению своих обязанностей 1 февраля 2010 года.

Миссия ФСЭГ состоит в достижении следующих целей:

- обозначение задач и продвижение мер и процессов, необходимых для обеспечения извлечения странами-членам организации наибольшей выгоды от принадлежащих им запасов газа как невозобновляемого источника энергии;

- поддержание диалога на высоком уровне между странами производителями и потребителями газа для обеспечения должного баланса рисков, связанных с функционированием газового рынка и обеспечением справедливого ценообразования как для производителей, так и для потребителей газа;

- реализация общих мер для достижения доступа к ресурсам капитала и источникам финансирования, а также обеспечения прозрачности в отношениях между странами-членами в вопросах обмена капиталами, финансовой информации и ноу-хау;

- осуществление мер в поддержку совместной работы по интеграции рынков газа и достижения их стабильности;

- обмен информацией по имеющимся инвестиционным возможностям между странами-членами;

- создание условий для приобретения и обмена технологиями и опытом, снабжения стран-членов ноу-хау, способствующим эффективной эксплуатации запасов газа участников ФСЭГ на благо этих стран и их жителей.

В рамках Форума планируется проведение исследований в следующих областях:

- разведка запасов газа;

- добыча и технологии по транспортировке газа;

- соотношение спроса и предложения на рынках газа;

- проекты по транспортировке газа; технологии транспортировки газа по трубопроводам и транспортировки сжиженного газа;

- альтернативные источники энергии;

- использование природного газа.²¹

В качестве важного прецедента отметим, что на заседании ФСЭГ в апреле 2010 года Алжир выдвинул предложение о сокращении объемов поставок газа на рынок для обеспечения восстановления цен. Однако оно не было принято: участники форума отметили невозможность существенного регулирования объемов поставок газа на рынок из-за наличия обязательств по долгосрочным контрактам.

Вместе с тем страны-члены достигли соглашения о необходимости «работать в направлении достижения паритета между ценой природного газа и стоимостью нефти».

Табл.3.2

Основные страны – члены ФСЭГ, доля в мировом экспорте газа, млрд. куб. м

Кроме того, по сообщениям прессы, участники форума согласились, что не следует допускать конкуренции между поставщиками газа по долгосрочным и краткосрочным контрактам и со стороны поставщиков сжиженного природного газа (СПГ) с поставщиками трубопроводного.

Мы полагаем, что в случае развития событий по негативному сценарию сохранения переизбытка газа, уровень взаимодействия между странами-экспортерами значительно повысится, что будет способствовать стабилизации ситуации на рынке.

Кроме того, мы не исключаем, что в этом случае странами ФСЭГ в конечном итоге может быть принято решение об ограничении роста поставок на спотовый рынок при сохранении обязательство по долгосрочным контрактам.

На наш взгляд, в условиях текущей ситуации на рынке газа ФСЭГ имеет хорошие шансы стать глобальным координационным и информационным центром в газовой промышленности, способным сыграть значительную роль в вопросах стабилизации газового рынка.

Важной также будет роль организации в качестве источника информационно-аналитической и статистической информации по рынку как традиционного, так и сжиженного и сланцевого газа.²²

3.2. Развитие международных газотранспортных систем (МГС)

Газотранспортные системы представляют собой важную часть отрасли и мировых рынков природного газа. Россия является крупнейшим в мире поставщиком природного газа другим странам по трубопроводам. В 2010 г. страна направила по трубопроводам в Европу 154,4 млрд м³. На втором месте по данному показателю находится Канада – 123,2 млрд м³ (поставка в США).

Из приведенных цифр ясно, что наиболее крупные международные газотранспортные системы сосредоточены в Европе и странах СНГ, а также в Северной Америке. Сравнительно мелкие сети международной транспортировки природного газа находятся в Юго-Восточной Азии. В иных регионах мира (Северо-Восточная Азия, Ближний и Средний Восток, Северная Африка и др.) газопроводные сети функционируют в основном на национальном уровне и не носят международного характера.

При этом из всех регионов мира МГС наибольшее значение играют в  Европейском Союзе, по существу, обеспечивая его энергобезопасность. Роль России здесь является ключевой, поскольку доля российского природного газа в общем объеме потребления ЕС достигает 25%, а в объеме его импорта  ̶  44%.

Импорт природного газа в Европе имеет три четко выраженных направления: север (Норвегия, Нидерланды, Великобритания), юг (Алжир, Ливия) и восток (Россия). В перспективе будет активно развиваться также юго-восточное направление транспортировки газа из Ирана, России и других стран Каспийского региона.

Последние годы основные усилия Евросоюза в целом и отдельных его стран направлены на диверсификацию маршрутов поставки природного газа.

Развитие газотранспортной инфраструктуры ЕС осуществляется в соответствии с долгосрочной Европейской программой создания трансъевропейских сетей транспорта, телекоммуникаций и энергетических инфраструктур (Trans-European networks of transport, telecommunications and energy infrastructures  ̶  TENs). Этой программе придается особое значение, так как она рассматривается руководством ЕС в качестве важнейшего инструмента стратегического развития, укрепления европейской безопасности и интеграции регионов Союза в единое экономическое и политическое пространство.

В последние годы наблюдается тенденция к активизации интеграционных процессов в энергетической сфере по программе TENs. Европейский Союз приступил к формированию единого инфраструктурного пространства в этой сфере. Речь идет о создании связанных сетей электроснабжения (пока региональных, а в последующем, возможно, и в рамках всего Союза), систем газопроводов и развития инфраструктуры сжиженного природного газа. В этой связи Европейская комиссия и Европейский Совет приняли ряд мер.

Во-первых, были разработаны Руководящие принципы для Трансъевропейских энергетических сетей (Guidelines for trans-European energy networks). В них Европейская комиссия выделила 314 проектов инфраструктуры («проекты общего европейского интереса»), реализация которых признается первостепенной задачей Союза и должна быть ускорена.

Во-вторых, ЕС ввел правила гарантирования подключения к электрическим сетям и поставок газа между государствами-членами Союза, обеспечивая тем самым более устойчивый инвестиционный климат.

В-третьих, в июне 2006 г. Европейский Совет призвал оказывать активную поддержку проектам инфраструктуры, прошедшим экологическую экспертизу, которые нацелены на открытие новых маршрутов поставки энергетических ресурсов.²³

Для реализации этих мер был разработан соответствующий план. Основные инфраструктурные проекты ЕС в газовой сфере по этому плану представлены в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Основные инвестиционные проекты в газовой сфере ЕС

Руководство ЕС идет по пути планомерного создания единой системы газоснабжения Союза. По существу, оно строит аналог того, что было сделано и успешно функционировало в СССР, но только для специфических условий рыночной экономики, когда конкуренция допускается в ранее монопольные отрасли.

Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России.

ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.

В состав ЕСГ входят 160,4 тыс. км магистральных газопроводов и отводов, 215 линейных компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42 тыс. МВт, 6 комплексов по переработке газа и газового конденсата, 25 объектов подземного хранения газа.

В основе реакции основных транзитных стран на политику "Газпрома" лежит стремление как можно быстрее избавиться от зависимости от российского газа. Каждая страна делает это разными способами. Грузия и Украина — путем строительства новых газопроводов и транспортировки газа из Турции, Закавказья и Ирана. Беларусь — путем диверсификации топливного баланса. Все три страны стремятся уменьшить возможность контроля "Газпрома" над газотранспортной системой.

В настоящее время основные инвестиции в развитие газотранспортной системы направляются на строительство российского участка газопровода Ямал — Европа, газопроводов Северные районы Тюменской области (СРТО) —– Торжок и Починки — Изобильное, расширение Уренгойского газотранспортного узла.

Газопровод Ямал — Европа введен в эксплуатацию в 1999 году. Трасса проходит по территории России, Белоруссии и Польши. Проектная производительность газопровода — 33 млрд куб. м в год. В настоящее время введена в эксплуатацию линейная часть газопровода протяженностью 1997 км от компрессорной станции «Торжок» в России до соединения с газопроводом STEGAL в Германии.

Осуществляется строительство газопровода СРТО — Торжок от Уренгойского месторождения. Проектная мощность —– 20,5–28,5 млрд куб. м в год на различных участках. Протяженность газопровода составляет 2,2 тыс. км. Проект дает возможность увеличить мощности по поставкам газа потребителям Северо-Западного региона России, а также экспорту газа по газопроводу Ямал — Европа.

Для обеспечения транспортировки увеличивающихся объемов газа с разрабатываемых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона проводится расширение Уренгойского газотранспортного узла. Федеральной службой по тарифам Российской Федерации (ФСТ) разработана и утверждена методика расчета тарифов на услуги по транспортировке газа, которая, в частности, предусматривает возврат инвестору средств, вложенных в строительство новых участков Уренгойской газотранспортной системы.

Газопровод Починки — Изобильное является частью системы газопроводов Россия — Турция. Проектная производительность — 26,2 млрд куб. м в год. Ввод газопровода обеспечит возможность подачи газа с месторождений Надым-Пур-Тазовского региона в газопровод «Голубой поток». В настоящее время в стадии активной реализации находится проект по строительству линейного участка Петровск — Фролово — Изобильно.

Наибольшей газотранспортной системой обладает Украина. В состав ее газотранспортного комплекса входит 36 тыс. км газопроводов, в том числе 14 тыс. км газопроводов большого диаметра, 79 компрессорных станций, 13 подземных газохранилищ. Мощность транспортировки составляют 290 млрд. кубометров газа на входе, 170 млрд. кубометров на выходе. Газотранспортная система Украины принадлежит ДК «Укртрансгаз», являющейся 100%-ной дочерней компанией НАК «Нефтегаз Украины». ²⁴

В 2011 году ДК «Укртрансгаз» планирует увеличить инвестиции на реконструкцию газотранспортной системы до 2,6 млрд грн. В частности, инвестиции в реконструкцию компрессорных станций достигнут 1,5 млрд грн., газопроводов и газораспределительных станций – 1,22 млрд грн., а в оборудование подземных хранилищ газа – более 200 млн грн. В целом планы ДК «Укртрансгаз» по капитальному ремонту за счет капитальных инвестиций на 2011 год почти вдвое превышают планы прошлого года. «То есть наблюдается четкая тенденция к увеличению объема средств, направленных на ремонты. Так, в 2010 году по сравнению с 2009 инвестиции выросли на 95,3% (на 854 млн грн.) 0 до 1,75 млрд грн.», – отметили в компании.

Следующей страной по масштабам газотранспортной системы является Узбекистан, обладающий 13,2 тыс. км газопроводов, в том числе 4 тыс. км газопроводов большого диаметра. В систему входят 24 компрессорных станции, два газоперерабатывающих завода и 4 подземных газохранилища объемом 244 млн. кубометров. Мощность транспортировки 86,5 млрд. кубометров.

Казахстан обладает газотранспортной системой протяженностью в 9 тыс. км, куда входят 22 компрессорных станции и 308 газонасосных станций, три газоперерабатывающих завода и три подземных газохранилища объемом в 3,5 млрд. кубометров. Мощность транспортировки составляет 115 млрд. кубометров, в том числе по магистральным газопроводам 77 млрд. кубометров. Газотранспортная система принадлежит АО «КазТрансГаз», дочерней компании НК «КазМунайГаз».

Беларусь обладает газотранспортной системой протяженность в 6,9 тыс. км, в том числе 2,8 тыс. км газопроводов большого диаметра. В состав комплекса входят 6 компрессорных станций, два подземных газохранилища и 223 газораспределительных станций. Мощность транспортировки составляет 51 млрд. кубометров газа. Газотранспортная система принадлежит ОАО «Белтрансгаз».

Азербайджан имеет 4 тыс. км газопроводов, в том числе 1200 км магистральных газопроводов, 7 компрессорных станций и два подземных газохранилища. Мощность транспортировки — 36 млрд. кубометров газа. Газотранспортная система принадлежит АО «Азеригаз», дочерней компании Государственной нефтегазовой компании Азербайджанской Республики (ГНКАР).

Туркменистан обладает газотранспортной системой 4 тыс. км, в том числе 3 тыс. км магистральных газопроводов, мощностью в 50 млрд. кубометров. Газотранспортная система принадлежит компании «Туркментрансгаз», входящей в структуру ГТК «Туркменнефтегаз».

Грузия обладает 1,9 тыс. км газопроводов, с мощностью транспортировки 20 млрд. кубометров газа. Газотранспортная система принадлежит АО «Грузтрансгазпром».

Армения обладает 1,9 тыс. км газопроводов, мощностью в 9 млрд. кубометров, и одним подземным газохранилищем объемом 190 млн. кубометров. Газотранспортная система принадлежит ЗАО «АрмГазПром».

Молдова обладает газотранспортной системой в 862 км, в которую входят 73 газораспределительные станции. Мощность системы 44,5 млрд. кубометров. Газотранспортная система принадлежит АО "Молдоватрансгаз".

Газотранспортные системы Европы, России и Америки совместно с другими источниками энергообеспечения имеют макроэкономическое значение, определяя условия и перспективы развития машиностроительного, энергетического и социального комплексов в масштабах государств и регионов.

Определяющее значение для эффективного развития трубопроводного транспорта имеет научно обоснованная политика внедрения инновационных технических решений, материалов, оборудования и технологий при строительстве, реконструкции и эксплуатации магистральных газопроводов.

Долговременные партнерские взаимоотношения газотранспортных компаний, национальных надзорных и сертификационных органов, научных центров, поставщиков-производителей оборудования и услуг для строительства и ремонта объектов ГТС, реализуемые в рамках совместных проектов (Голубой поток, Северный поток, Ямал, Сахалин) помимо прямой взаимной выгоды для Компаний позволяют в более короткие сроки и с меньшими затратами достичь повышения надежности, эффективности и экологической безопасности поставки углеводородов.²⁵

3.3. Российский Газпром и новые стратегии европейского рынка

Масштаб деятельности Газпрома, центральное место на газовом рынке Европы, ключевое стратегическое значение для экономики России сделали Газпром широко известным как в России, так и за ее пределами. Компания является крупнейшей по капитализации в России и 30-й – в мире.

Газпром – крупнейшая энергетическая компания мира по размерам запасов и добычи углеводородов, акции которой представлены на фондовых рынках. Объем доказанных запасов углеводородов по международным стандартам PRMS достигает 119,7 млрд б. н. э., из них объем запасов газа составляет 18,6 трлн куб. м, или 111,6 млрд б. н. э. Объем запасов нефтегазового сырья, по российской классификации запасов АВС1, составил 221,7 млрд б. н. э., из них запасы газа – 33,6 млрд куб. м, или 201,6 млрд б. н. э.

По российским стандартам АВС1 Газпром контролирует 33,6 трлн куб. м запасов газа, или около 70% запасов России. Крупнейшие месторождения компании расположены на севере Западной Сибири в Ямало-Ненецком автономном округе и на полуострове Ямал. Доказанные запасы газа по международным стандартам составляют 18,6 млрд куб. м, или около 55% от объема запасов по российским стандартам. Прочие

Рисунок 3.1. Распределение объемов запасов (рис. слева) и добычи (рис. справа) газа по регионам России, %

Основной центр добычи компании расположен на севере Западной Сибири, помимо этого компания имеет газовые активы на юге России, значительные центры добычи газа также расположены в Поволжье, активно развивается деятельность в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. (Рис. 3.1.,с. 71).

Газпром является собственником Единой системы газоснабжения России (ЕСГ), протяженность только магистральных газопроводов которой превышает 160 тыс. км.

Согласно законодательству РФ, Газпром обладает монопольным правом на экспорт газа на зарубежные рынки, в том числе в страны ближнего зарубежья. Основным экспортным каналом является трубопроводный экспорт в Центральную и Западную Европу, свыше 70% которого проходит по территории Украины. В общем объеме экспорта газа Газпрома на рынки стран ближнего и дальнего зарубежья транзит через Украину по итогам 2010 г. достиг 81%.²⁶

Основную часть выручки – 36,9% общей выручки и 57,6% выручки от продаж газа (по итогам 2010 г.) – Газпром получает от экспорта газа в страны дальнего зарубежья (в основном на рынок Европы). (Рис. 3.2., с. 73). При этом на европейские рынки поставляется лишь около 32% от общего объема продаж в натуральном выражении. Основной объем физических поставок газа приходится на внутренний рынок России (57%). Однако в силу низких регулируемых цен реализации газа в России поставки газа на внутренний рынок в 2010 г. принесли лишь около 26% выручки от продаж газа и 17% общей выручки компании.

Средняя цена реализации газа на рынках стран дальнего зарубежья по итогам 2010 года почти в 5 раз (на 396%) выше средних цен экспортных поставок Газпрома в РФ. В нынешнем году разрыв сократился до 3,5 раз. (Рис. 3.3., с. 74).

Рисунок 3.2. Структура объемов поставок газа (рис. слева) и структура выручки Газпрома от продажи газа (рис. справа), 2010 гг., %

Рисунок 3.3. Соотношение цен реализации и объемов поставок газа Газпрома на основные рынки (2010 г.)

Страны дальнего зарубежья

Газпром стал приемником Министерства газовой промышленности в вопросе осуществления поставок газа в Европу по магистральным трубопроводам. История поставок газа из России на европейские рынки насчитывает уже около 40 лет.

Ключевыми рынками региона для Газпрома являются Германия, Италия и Франция, на которые в 2009 году приходилось 41% суммарного объема поставок газа в дальнее зарубежье. Экспортная стратегия Газпрома основана на реализации газа по долгосрочным контрактам, заключаемым на срок до 25 лет.

Рисунок 3.4. Объем продаж газа в дальнее зарубежье, 2010 г.

Таким образом, производитель принимает на себя риск изменения цен на нефть (и, соответственно, на газ), а потребитель берет на себя риск не выборки объемов поставок (принцип «бери или плати»). В случае если потребители не закупают оговоренный в контракте минимальный объем газа по итогам года, они обязаны уплатить штраф в размере средней стоимости не потреблённого газа, который может быть впоследствии зачтен в качестве аванса за закупки газа в последующие периоды.²⁷

Страны бывшего СССР

В отношениях со странами бывшего СССР Газпром завершает работу по переходу на «европейскую» формулу цены в сочетании с принципом «бери или плати». В отношениях со странами Балтии такая практика работает уже на протяжении нескольких лет. С 1 января 2010 г. По европейской формуле цены получает газ Украина. В 2010 году завершился переходный период в отношениях с Беларусью, Арменией и Молдовой – с начала 2011 года эти страны также должны перешли на европейскую формулу цены.

Среди стран бывшего СССР ключевыми рынками для Газпрома являются Украина и Беларусь, объем поставок Газпрома в эти государства по итогам 2010 года составил 26,8 и 17,6 млрд куб. м –уровень, близкий к объемам продаж Газпрома на ключевые рынки дальнего зарубежья – в Турцию и Италию. Так, например, объем поставок газа на Украину лишь на 20% ниже поставок в Германию. (Рис. 3.5., с. 76).

Отметим при этом, что до кризиса объем импорта газа Украиной более чем в 2 раза превышал текущие уровни, достигая 50 млрд куб. м. Поставки газа в страну в 2006 – 2008 гг. осуществлялись через компанию-посредника «Росукрэнерго» и лишь с начала 2009 г. произошел переход на прямые поставки Газпрома.

Рисунок 3.5. Структура продаж газа на рынках стран бывшего СССР в натуральном выражении,% (рис. слева) и средние цены реализации газа на рынках стран бывшего СССР в 2010 г., долл./1000 куб. (рис. справа)

В начале 2009 г. Газпром и Нафтогаз Украины заключили два 10-летних прямых контракта отдельно на поставку и, независимо от него, на транзит газа по территории Украины. В соответствии с подписанными документами, поставки в страну начали осуществляться по индексируемой ежеквартально европейской «формуле цены», при этом до конца 2009 года был установлен понижающий коэффициент 0,8.

21 апреля 2010 года Газпром и Нафтогаз подписали дополнения к контракту на поставку газа в Украину, предусматривающие снижение цен на газ на величину снижения экспортной пошлины на газ для Украины, устанавливаемой Правительством РФ. Предполагается, что размер скидки составит 30% от контрактной цены, но не более чем 100 долл. за тыс. куб. м. При этом доходность поставок газа для Газпрома останется на прежнем уровне, поскольку снижение размера экспортной пошлины осуществляется за счет средств федерального бюджета России.

Основная причина более низких цен на газ для Беларуси по сравнению с другими странами бывшего СССР – действие механизма Таможенного союза, по правилам которого поставляемый в республику газ не подпадает под действие 30%-ной вывозной таможенной пошлины на газ.

Еще одним государством бывшего СССР, получающим газ по льготным ценам, является Армения. Однако объем поставок относительно невелик и по итогам 2010 г. достиг 1,63 млрд куб. м. Более низкие по сравнению с другими странами бывшего СССР цены на газ для Армении, скорее всего, являются временным явлением. Помимо непростой экономической ситуации в стране, во внимание, по-видимому, принимается реализация ряда совместных проектов.

Газпром является собственником газотранспортной системы Армении, в стране действует совместное предприятие АрмРосГазпром, занимающееся энергетическими проектами в стране, в частности – сооружением трубопровода Иран – Армения и модернизацией Разданской теплоэлектростанции.

Внутренний рынок

Внутренний рынок является основным направлением поставок газа Газпрома. Объем продаж в 2010 г. составил 273,5 млрд куб. м в 2010 г. или около 57% от объема добычи Газпрома.

При этом в отличие от цен на нефть и нефтепродукты цены на газ в России регулируются государством. Территория России разделена на 60 тарифных зон, для каждой из которых ФСТ устанавливает индивидуальные тарифы на период регулирования – 1 год. При этом тарифы на реализацию газа промышленным потребителям и населению устанавливаются раздельно.²⁸

Как правило, тарифы на газ пересматриваются раз в год. В 2009 г. В целях смягчения негативного эффекта от кризиса на потребителей было принято решение вместо единовременного повышения тарифов на газ увеличивать их ежеквартально на 5% с 1 января, на 7% – с 1 апреля и 1 июля и на 6,2% – с 1 октября.

По данным консолидированной финансовой отчетности Газпрома за 2009 г., средние цены реализации газа на рынке России увеличились на 12,1% в рублевом выражении, однако из-за снижения курса рубля сократились на 12,1% в долларах. К декабрю 2009 г. тарифы выросли на 22,9% в рублях и на 19,3% в долларах по отношению к декабрю 2008 г.

С 1 января 2010 г. тарифы на газ для промышленных потребителей увеличились еще на 15%, с учетом ступенчатого характера повышения тарифов на газ в 2009 г. К декабрю 2010 г. средние цены реализации, по нашим прогнозам, вырастут на 17% в рублях и на 22,4% в долларовом выражении по сравнению с аналогичным периодом прошлого года.

Двумя важными нововведениями в переходный период стали возможности осуществлять «коммерческие» продажи газа новым потребителям и продажи дополнительных объемов газа к объемам по контрактам на 2007 год. Постановление правительства №333 позволило Газпрому до конца 2010 года реализовывать газ с премией к регулируемым ценам ФСТ. В 2007 году размер максимальной ценовой премии к тарифам ФСТ достигал 60%, постепенно сокращаясь до конца 2010 г. С 1 января 2010 г. максимальный размер превышения над ценами ФСТ составлял лишь 20%, а с 1 июля размер ценовой премии сократился до 10%.

В центре внимания все же европейский рынок.

Возникший в конце 2008 – начале 2009 гг. выраженный дисбаланс на рынке газа Европы стал следствием сочетания трех мощных негативных факторов:

1) сокращения спроса на газ в результате худшего после Великой депрессии кризиса в мировой экономике;

2) рекордного ввода мощностей по производству и регазификации сжиженного газа (СПГ); 3) увеличения добычи сланцевого газа в США, существенно снизившего привлекательность американского рынка для поставок СПГ.

Мы считаем, что пик кризиса на европейском газовом рынке уже пройден, а ситуация значительно улучшилась, но избыточное предложение может сохраняться в 2011 – 2012 гг., когда на рынок будут поступать дополнительные объемы газа с вводимых в эксплуатацию заводов СПГ, а спрос на газ еще не сможет восстановиться настолько, чтобы в полной мере «абсорбировать» новые объемы поставок.

Согласно прогнозам отраслевых международных организаций, возвращение к докризисным объемам потребления газа в Европе ожидается к 2012 – 2014 гг., что подтверждается позитивной динамикой фьючерсов на спотовых площадках.

В непростых условиях Газпрому удалось найти компромисс в отношениях с крупнейшими европейскими потребителями, осуществив в 1-м полугодии 2010 года ограниченные корректировки долгосрочных контрактов (включение в формулу цены спотового компонента в размере 15% и снижение минимальных уровней по долгосрочным договорам с условием «бери или плати»).²⁹

Важно отметить, что изменения условий контрактов были осуществлены в рамках возникающего у покупателей газа раз в 3 года права требовать корректировки ценовых условий контрактов в случае существенного изменения ситуации на рынке. Новые условия контрактов покрывают наиболее сложный период 2010 – 2013 гг., в течение которого в европейских странах ожидается, что уровень спроса будет ниже докризисного, а на рынке будут ощущаться последствия масштабного ввода мощностей по производству СПГ.

Как мы понимаем, снижение минимальных объемов «бери или плати» способствовало сокращению объемов «вынужденных продаж» на спотовом рынке со стороны получателей газа по долгосрочным контрактам и улучшению конъюнктуры европейского рынка газа.

На сегодняшний день экспорт на рынки европейских стран является единственным надежным источником прибыли «Газпрома», и перспективы развития европейского рынка газа достаточно благоприятны: прогнозируется значительный рост спроса при быстром снижении собственной добычи. Ожидается, что доля импорта в потреблении газа в Европе возрастет с 50 проц. в настоящее время до 70 проц. в 2020-м и до 80–90 проц. в 2030 году.

Сейчас около 80 проц. газпромовских поставок в Европу идет через территорию Украины, но в последнее время «Газпром» активно формирует другие маршруты экспорта газа.

Вывод на полную мощность газопровода Ямал — Европа. Точное географическое обозначение газопровода Ямал — Европа — Торжок — Рюкерсдорф (Германия). Концепцией строительства газопровода Торжок — Рюкерсдорф предусмотрен поэтапный ввод в эксплуатацию отдельных его участков с использованием существующих газотранспортных мощностей. Участки в Германии, Польше, Белоруссии уже функционируют. Данный маршрут позволит транспортировать до 33 млрд. куб. м газа в год.

Вывод на полную мощность газопровода «Голубой поток». Данный маршрут предназначен для поставок российского природного газа в Турцию через акваторию Черного моря, минуя третьи страны. Он дополняет уже действующий газотранспортный коридор из России в Турцию, идущий через территорию Украины, Молдавии, Румынии и Болгарии. С 2003 года поставки в Турцию по газопроводу «Голубой поток» неуклонно росли и в 2005-м составили более 4,5 млрд. куб. м (в 2004-м — 3,3 млрд. куб. м и в 2003-м — 1,3 млрд. куб. м). В 2010 году «Газпром» вывел «Голубой поток» на проектную мощность 16 млрд. куб. м.

Участие в расширении газопровода «Интерконнектор», соединяющего города Зебрюгге (Бельгия) и Бэктон (Великобритания), в котором «Газпрому» принадлежит 10 проц. акций. Это позволит компании увеличить поставки на чрезвычайно привлекательный британский рынок. Наиболее приоритетным в настоящее время «Газпром» считает строительство Северо-Европейского газопровода (СЕГ), который впервые обеспечит экспорт российского газа в Западную Европу, минуя транзитные страны. Газопровод пройдет через акваторию Балтийского моря от Выборга до побережья Германии. Работы по сооружению сухопутного участка СЕГ начались осенью 2005 года. Строительство морского участка СЕГ будет вести North European Gas Pipeline Company (NEGPC) — совместное предприятие, в котором «Газпрому» принадлежит 51 проц., компаниям E.ON AG и BASF AG — по 24,5 проц. акций. «Газпром» завершил строительство первой нитки СЕГ в июле 2010 года, а к 2012-му намерен вывести ее на проектную мощность 27,5 млрд. куб. м в год. Еще одну такую же нитку планируется вывести на полную мощность к 2013 году.

Крупнейшие запасы газа, мощная ЕСГ и существующая система экспортных газопроводов, прочные позиции на внешних рынках и потенциальный рост привлекательности внутреннего рынка, а также новые перспективы, которые открывает либерализация рынка акций, дают все основания для достижения поставленных целей.³⁰