Роль российской газовой промышленности в мировой экономике

Газовая отрасль России характеризуется как базовый элемент экономики, от надежного и эффективного функционирования которого зависит экономическое благополучие страны.

Газовая промышленность занимает исключительно важное место в экономике страны, является одним из основных источников получения экспортной валютной выручки, наполнения государственного бюджета и решения социальных вопросов. Поэтому к ней приковано общенациональное внимание. В последнее время всё чаще высказываются мнения о более масштабном и ускоренном развитии газовой промышленности в предстоящий период, привлечении для решения такой задачи независимых производителей газа.

Российский природный газ на мировом рынке представляет несомненную ценность для тех, кто вовлечен в газовый бизнес в Европе, СНГ, Северной Америке и АТР. Однако принципиальное значение для российской экономики имеет экспорт газа в страны Европы. Это определяется рядом объективных предпосылок. Основные из которых следующие:

• устойчивый опережающий рост доли газа в структуре энергопотребления в регионе, что не может не вызвать соответствующих темпов роста спроса на газ;
• снижение возможностей покрытия потребности в газе за счет собственных европейских источников добычи. Это приведет к росту зависимости Европы от внешних источников природного газа;
• расширение ЕС состоявшееся и планируемое;
• наличие необходимой инфраструктуры и возможность ее дальнейшего развития.

Россия является ведущей мировой газовой державой, крупнейшей как по запасам газа, так и по объемам его добычи. И сегодня есть все основания ставить задачу по ускорению масштабного развития газовой отрасли, сделав ее главным экономическим приоритетом страны. Поскольку энергетика сегодня становится центром мировой политики. Озабоченные проблемой энергетического обеспечения развитые экономически и могущественные в военном отношении страны принимают меры по новому переделу мировой ресурсной базы. Богатейшие энергетические ресурсы России, обеспечивающие ей практическую независимость от внешнего мира, позволяют рассчитывать на особую, прорывную роль ТЭК в возрождении страны, укреплении ее государственности и безопасности, а также в решении неотложных экономических и социальных проблем.

Актуальность дипломной работы. В конце 20 века бурное развитие экономик государств потребовало адекватного роста  мирового энергопотребления  и нашло свое отражение в изменении приоритетов по видам энергоносителей. В результате приоритет угля сменился всеобщим внимание к горючим сланцам, с 80-х гг. развернулась беспощадная борьба за черное золото, а 21 век называют эрой экологически чистого энергоносителя – природного газа.[1]

Природный газ — ключевое топливо будущего. В настоящее время природный газ занимает лишь третью (после нефти и угля) позицию в структуре совокупного мирового потребления энергоносителей. Однако его роль постепенно увеличивается, за последние двадцать лет его доля в структуре энергопотребления возросла с 19 до 24%. Практически все эксперты в области энергетики убеждены, что в дальнейшем добыча и потребление природного газа будет расти опережающими темпами, по сравнению с другими видами минеральных топлив и способами генерации энергии.

Спрос на газ растет на фоне глобального экономического подъема и из-за того, что он более экологичен при горении, чем другие виды топлива. Газ удобно накапливается и транспортируется, с его сжижением он стал транспортабелен даже по морю. Мир окутан сетью газопроводов. В добывающих странах государство взяло стратегические отрасли под свой контроль, и газ не стал исключением. Потребление природного газа в мире вырастет с 2,75 трлн. м³ в 2005 г. до 5,16 трлн. м³ в 2030 г., то есть практически в два раза. При этом высокие цены на нефть будут повышать спрос на голубое топливо. Сейчас его использование ежегодно увеличивается на 2,4%. Его доля в энергетическом балансе планеты, по оценкам аналитиков, в 2030 г. составит 26%

В странах Центральной Европы газу предоставлен высший приоритет как энергоносителю, использование которого улучшает экологическую ситуацию, повышает энергетическую эффективность и диверсифицирует источники энергии. По мнению экспертов, движущая сила повышения спроса на газ в Западной Европе – это рост использования газа в секторе генерирования энергии

Россия, несмотря на соседство с ведущими странами Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), долгое время не уделяла должного внимания этому перспективному рынку. В настоящий момент Страны АТР развиваются самыми высокими темпами. Россия объективно имеет все шансы стать лидером формирования евроазиатского экономического пространства, используя своё стратегическое конкурентное преимущество — огромные запасы природного газа в качестве инструмента проведения своей геополитики о регионе АТР.

Здесь представляется особенно важным подчеркнуть тот факт, что в странах АТР энергопотребление растет самыми высокими темпами в мире

Страны АТР играют доминирующую роль в международной торговле сжиженного природного газа (СПГ). Крупнейшими потребителями СПГ являются страны Северо-Восточной Азии: Япония, Южная Корея и Тайвань. Япония — крупнейший в мире импортер СПГ. Новыми и перспективными рынками для СПГ являются рынки Китая и Индии. В северо-восточной части АТР лидирующее положение в потреблении газа в настоящее время занимает Япония (70 млрд. м³ в год), что составляет порядка 60% всей международной торговли СПГ. Кроме нее в этом регионе формируются еще два локальных рынка СПГ: Южная Корея, имеющая контракты на 11 млрд. м³/год СПГ и Тайвань (контракты на 9 млрд. м³)

Таким образом, разделяя текущее положение на рынке и долгосрочные перспективы его развития, Азиатский регион, по всей видимости, будет играть ключевую роль в мировом экономическом подъеме в начале XXI века. И присутствие России в этом регионе было бы желательным не только по экономическим, но и по геополитическим соображениям.

 

Мировой рынок природного газа и перспективы его развития

Характеристика мирового рынка природного газа и основные тенденции его развития

Технический прогресс в области газовых коммуникаций наряду с открытием новых, зачастую независимых от нефтеносных пластов месторождений в Канаде, Мексике, Румынии, Франции, Италии, Австрии, Голландии, на шельфе Северного моря, в Германии, России, странах СНГ, Алжире и ряде других африканских стран, на Ближнем Востоке, в Малайзии, Таиланде, Китае, Аргентине, Венесуэле и Боливии предопределили новое качество связей между богатыми и бедными странами, способствовали рационализации потребления энергии путем развития газовой промышленности.

Объективной предпосылкой перехода к конкурентной организации рынка газа является наличие соответствующей разветвленной газовой инфраструктуры, обеспечивающей множественность выбора между поставщиками и потребителями.

Межстрановая торговля энергетическими ресурсами и энергоносителями является важной слагаемой мировой системы общественного разделения труда. Она, разумеется, не исчерпывает весь объем энергетических потоков, среди которых во многих случаях доминируют энергетические потоки внутри стран, потоки между различными производственными структурами и др. В настоящее время более одной трети мирового производства энергии попадает к потребителям, предварительно пересекая государственные границы. Что касается природного газа, то около 30% его добычи попадает на международные энергетические рынки.

Развитие мировой, экономики сопровождается наращиванием энергопотребле­ния, которое, несмотря на повышение эффективности использования энергетических ресурсов, требует вовлечения в хозяйственный оборот все новых их объемов. Данный процесс в условиях неравномерного распределения по странам и регионам запасов энергоресурсов (особенно нефти и газа) (см. прилож. 1.) и территориальное несоответствие добычи и потребления топлива (см. прилож. 2 и 3) способствуют развитию мировой торговли энергоресурсами.

Рынок природного газа является самым молодым. Фактически с момента своего возникновения по сегодняшний день он интенсивно развивается. Технико-экономические и потребительские свойства газа способствовали широкому использованию его практически во всех сферах энергопотребления. Доля газа в мировом энергопотреблении растет высокими темпами. Природный газ, используемый в силу своих физических особенностей как местное топливо, уже в середине 20 века приобрел региональное значение. К концу 20 века наряду с традиционным североамериканским рынком газа полностью сформировался европейский рынок и интенсивно развивается рынок сжиженного природного газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Ряд экспертов (Волошин В.И., Бушуев В.В.) полагает, что потоки природного газа пока не образуют глобальную систему, и единый мировой рынок газа еще не создан.[2] Это связанно с большими расстояниями поставок газа и высоким удельным весом транспортной инфраструктуры в экономических показателях природного газа. Длительное время развитие рынка природного газа тормозилось спецификой его транспортировки. В отличие от большинства товаров, для доставки газа от производителя к потребителю требуется сложная инфраструктура. Так, в стоимости природного газа, поставляемого в Западную Европу из Норвегии, на долю магистральных и распределительных сетей приходится до 70% всех затрат; при сопоставимых мощностях перевозки транспортная слагаемая стоимости газа в силу меньшей плотности потока оказывается почти в два раза выше, чем нефти. Но этим экспертам можно возразить, так как сейчас идет бурное развитие рынка СПГ, который и является ключевым элементом становления мирового рынка газа.

Рынок природного газа, по сути дела, состоит из двух рынков: рынка трубо­проводного газа и рынка СПГ.

Основными экспортерами газа являются пять регионов, а главными импортерами газа шесть-семь стран. Основным и самым крупным экспортером трубопроводного газа в настоящее время является Россия, которая обеспечивает почти 30% мирового экспорта[3]. Пять стран (Канада, Нидерланды, Норвегия, Россия и Алжир) поставляют на мировой рынок более 94% природного газа (см. прилож. 4). С другой стороны, пять других стран (США, Бельгия, Франция, Германия и Италия) импортируют около 72% поставляемого на мировой рынок газа. На рынке СПГ основными экспортерами являются Алжир, Индонезия и Малайзия, обеспечивающие 71% мирового экспорта (см. прилож. 5). В то же время только две страны — Япония и Южная Корея — импортируют 71% поставляемого на рынок СПГ. В целом мировой рынок СПГ на 75% является рынком стран АТР.[4]

Основные потоки газа определяются из сопоставления объемов добычи и потребления газа по регионам и странам мира. Прежде всего, следует отметить, что в отличие от рынка нефти, который с полным правом можно назвать миро­вым, газовые рынки имеют достаточно четкий региональный характер. Можно с уверенностью говорить об американском, европейском и азиатском международных рынках, о внутреннем рынке России и стран СНГ (см. прилож. 1) .

Региональный рынок Северной Америки сформировался ранее других. В основе его лежат закупки США канадского газа. Американский рынок — это, прежде всего рынок газа Северной Америки. Три страны, входящие в состав североамериканского региона (США, Канада и Мексика) тесно связаны между собой потоками газа. США — крупнейший в мире потребитель газа: дефицит природного газа составляет порядка 100 млрд. м³ Основной поток газа направлен из Канады в США (почти 109 млрд. м³ газа поступило по трубопроводам из Канады в США). Когда-то, на заре развития канадской газовой промышленности, природный газ шел по трубам из США в Канаду. Однако по мере развития газовой промышленности Канады и увеличения дефицита газа в США поток газа по этим газопроводам пошел в обратном направлении и, кроме того, появились новые газотранспортные магистрали, идущие из крупнейшего нефтегазодобывающего региона Канады (провинция Альберта) в США. В Канаде, напротив, спрос на газ более чем на 100 млрд.м³ меньше объема добычи и практи­чески вся эта разница направляется своему могущественному соседу. Однако ряд старых газопроводов, по которым в свое время американский природный газ направлялся в Канаду, продолжают функционировать, и по ним порядка 10,14 млрд. м³ газа в год экспортируется из США в Канаду. В 2002 г. поставки природного газа из Канады   в   США   превысили 80 млрд. м³, что составило более 97% межстрановых потоков природного газа в этом регионе.[5]

В 2005 г. поставки газа из Канады в США отметились объемом в 104,18 млрд. м³ (см. прилож 4).

С начала 90-х гг. США принимают активное участие в торговле СПГ. СШA получают его на своих терминалах, расположенных на восточном побережье из Тринидад и Тобаго, Омана, Катара, Ливии, Алжира и Нигерии. (см. прилож. 5) Особенно возрос поток импортируемого СПГ после роста внутренних цен на газ в США. Поскольку подобная ситуация может повториться, США к своим действующим терминалам по приемке СПГ в Эверетте, Лейк-Чарлзс и на о. Эльба, расконсервировали терминал в Коун-Поипт и строят новые терминалы как на побережье Мексикан­ского залива, так и в Калифорнии.

Что касается Мексики, то здесь потребление газа превышает производство, и необходимое количество газа (порядка 10,4 млрд. м³) импортируется по газопроводу из США. В Мексике также планируется создание терминалов по приемке СПГ в городах Альтамира и Эвселада.[6]

Латиноамериканский рынок является наиболее оторванным от внешней торговли, хотя в последние годы и отмечается некоторая его активация. Южноамериканский рынок газа пока развит слабо и ограничивается небольшими поставками по газопроводам из одной страны в другую. В частности, наиболее развитая страна континента Бразилия  импортирует газ из Боливии и Аргентины, а Чили — из Аргентины. Незначительное количество газа импортирует Уругвай из Аргентины. Время крупных потоков газа нa южноамериканском континенте еще не пришло, оно начнется, когда будут построены трансконтинентальные газопроводы, связывающие страны с быстрорастущим потреблением газа со странами-производителями.

Европейский рынок газа, более подробному изучению которого будет посвящен пункт 2.1. главы 2 данной работы, является дефицитным: местное производстве обеспечивает только 60% потребления природного газа. Основные экспортеры газа в Европу – Россия (в страны Восточной, Центральной и Северо-Западной Европы) — и Алжир (в страны Средиземноморья). Основными внутриевропейскими экспортерами газа являются Норвегия и Нидерланды.[7]

Россия является крупнейшим поставщиком природного газа на мировой рынок. Высокий экспортный потенциал России связан, прежде всего, с ее уникальными ресурсами и высокоразвитой инфраструктурой газовой промышленностью.  На долю России приходится 48 трлн. м³  (более 30% мировых до­казанных запасов) природного газа и свыше 20% газодобывающих мощностей. Являясь крупней­шим экспортером природного газа, она обеспечи­вает более 25% потребностей в этом виде топлива Европы.[8]

Россия также имеет обширную внутрен­нюю сеть газотранспортных и газораспредели­тельных объектов и является вторым после США потребителем природного газа. Газовая отрасль остается постоянным источником валютных по­ступлений и в значительной степени способствует экономическому росту России.

Газовая промышленность является ведущей отраслью топливно-энергетического комплекса России. В отличие от нефтяной и угольной промышленности, где происходят значительные спады производства, она функционирует достаточно стабильно.

Экспорт газа из России, по данным Федеральной таможенной службы (ФТС) РФ, в 2006 г. составил 197,5 млрд. м³, в том числе в страны дальнего зарубежья — 151 млрд. м³, в страны ближнего зарубежья — 19,2 млрд. м³, страны Балтии — 5,88 млрд. м³.[9]

Доля Газэкспорта в этом показателе составила 141,43 млрд. м³, из которых 104,09 млрд. м³  было поставлено в дальнее зарубежье. Европейские поставки распределились между Западной Европой (73,78 млрд. м³, включая Турцию) и Центральной и Восточной Европой (30,31 млрд. м³) (см. прилож. 6). В 1994 г. эти цифры соответственно равнялись  76 и 39 млрд. м³ . В течение ближайших 20 лет, по имеющимся прогнозам, поставки российского природного газа в Европу могут увеличиться до 250 млрд. м³.[10]

Россия   поставляет газ  в   европейские  страны  по   газопроводу   Уренгой-Помары-Ужгород   (транзитом   через   Украину), газотранспортную магистраль   Ямал-Европа   (транзитом   через   Белоруссию   и   Польшу   в Германию),  поставляет газ по трубопроводу через Выборг в  Финляндию и обсуждает проект строительства газотранспортной системы «Североевропейского газопровода» (частично по дну Балтийского моря).

Часть природного    гaзa   Россия   реэкспортирует, покупая его в Казахстане и Туркменистане, так что можно считать, что рынки Европы и Азии постепенно сближаются. Недавно построенный газопровод «Голубой поток» предназначен для экспорта российского газа в Турцию.

Ближний и Средний  Восток в перспективе может превратиться в крупного экспортера   газа,   учитывая   значительные   потенциальные  возможности   этого региона.

Сегодня ближневосточные страны экспортируют только СПГ. Основная масса газа поставляется ими в страны Юго-Восточной Азии (Японию, Южную Корею и на о. Тайвань), а также в США и европейские страны. Из ближневосточных стран импортером газа является Иран, куда газ поступает по трубопроводу из Туркмении. Подобная парадоксальная ситуация сложилась в стране со вторыми (после России) запасами газа потому, что основные месторождения газа находятся на юге страны, а крупные промышленные потребители — на севере. Учитывая  рельеф местности и расстояние, оказалось выгоднее импортировать газ из соседнего  Туркменистана,   чем   протягивать газопровод от собственных южных месторождений. В настоящее время из региона на экспорт направляется порядка 8 млрд. м³ природного газа.

В отличие от ближне- и средневосточного региона Африка, особенно северная ее часть, является экспортером природного газа. Поставки газа с месторождений Африканского континента на внешний рынок имеют тенденцию к росту как за счет наращивания экспортного потенциала Алжира, так и за счет включения в экспортный рынок природного газа, добываемого в других африканских странах. Нигерия и Ливия располагают внушительными запасами газа и в недалекой перспективе смогут выйти на мировой рынок. Ливия успешно осваивает технологию сжижения газа, а также подключилась к газопроводу,  соединяющему Алжир с  Италией. Нигерия   обладает   многотриллионными запасами газа, которые в условиях растущего спроса на газообразное топливо, несомненно, будут востребованы. Природный аз из Алжира, Ливии, Египта, Нигерии поступает на европейский газовый рынок, частично на американский рынок. Небольшая часть алжирского газа поступает по газопроводу в Тунис. В ЮАР на заводы по переработке природного газа в синтетическое жидкое топливо газ поступает с шельфовых месторождений ЮАР, а также из Мозамбика.

Азиатский рынок (точнее рынок АТР) является дефицитным. Торговля в АТР приходится в основном на сжиженный газ, основными покупателями которого являются Япония и Южная Корея, а основными поставщиками Индонезия, Малайзия, Австралия и Бруней. В перспективе следует ожидать рост потребления в Южной Корее, а только формирующийся рынок Китая практически безграничен. Основные потоки газа в виде СПГ поступают из ближневосточных стран, а также из Австралии, Брунея, Индонезии, Малайзии. Учитывая растущую потребность в газе в странах с огромным населением (Индия, Китай), а также в Пакистане предполагается создание газопровода из Туркменистана через Афганистан в Пакистан и, возможно, в  Индию, а также из России в Китай, из Казахстана — в Китай, из России — в Японию и Южную Корею (в виде СПГ).

После распада СССР началось формирование рынка газа стран СНГ. С 1992г. Торговля природным газам внутри СНГ была переведена на уровень среднеевропейских цен. Из-за тяжелого экономического положения страны-импортеры в рамках CНГ оказались не в состоянии оплачивать получаемый гaз, что привело к быстрому росту их задолженности, главным образом России и Туркменистану. Таким образом, экспорт в страны СНГ российского газа существенно уменьшился (см. рис. 1 прилож. 7).

Рынок  природного   газа   СНГ   можно   разделить   на   три   сектора.   Первый (Западный) охватывает    территорию   Белоруссии,   Украины   и    Молдовы   при доминирующем  обеспечении этих стран напрямую  российским газом.   Второй (Закавказский) — Грузия, Армения, Азербайджан — обеспечение преимущественно туркменским газом с  транзитом через российскую территорию.

Третий    (Центральноазиатский)    характеризуется    относительно   небольшими объемами поставок между Туркменией, Узбекистаном (поставщики) и Киргизией, Таджикистаном, южными областями Казахстана (потребители).

Такое выделение секторов   рынка   газа   СНГ   достаточно   условно, поскольку существует ряд объективных предпосылок, а также экономических и политических факторов, влияющих на однородность обеспечения этих субрегионов сетевым природным газом. Россия и Казахстан осуществляют взаимовыгодный обмен природным газом на севере Центрально-азиатского рынка, Украина закупает значительные объемы газа у Туркмении, диверсифицируя свой импорт. Россия имеет потенциальный интерес в торговле газом в Закавказье.

Новые политические реалии, географическое расположение сегментов газового рынка СНГ, а также перспективы развития до6ычи природного газа в республиках бывшего СССР (особенно в России, Казахстане и Туркмении) позволяют говорить о расширении экспорта российского природного газа за пределы СНГ, создании новых газовых рынков с такими иностранными партнерами, как Иран, Пакистан, Турция, Китай и др.

Необходимо  отметить  существенный  рост  интереса западных инвесторов к развитию газовой промышленности СНГ  в части добычи, магистрального транспорта, хранения и распределения природного газа, а также повышения эффективности его потребления.

Анализ газовых потоков позволяет сделать вывод о том, что постепенно происходит интеграция газовых рынков евразийского континента. Кроме того, новые маршруты танкеров-метановозов приводят к  последовательному превращению разрозненных региональных газовых рынков в мировой газовый рынок.

В 2005 г. объем экспортный поставок природного газа по газопроводам составил 532,65 млрд. м³. Наиболее крупным экспортером газа оставалась Россия -203,727 млрд. м³, а наиболее крупными импортерами: США-121,348 млрд. м³ и Германия-90,7 млрд. м³ (см. табл. 1.1).

Объем поставок СПГ составил в 2006 г. 188,81 млрд. м³. Наиболее крупные  экспортеры  и импортеры представлены в таблице 1.1.

При обсуждении перспектив торговли природным газом особое внимание в последнее время уделяется двум моментам: либерализация газового рынка Европы и возрастающей роли СПГ.

Таблица 1.1: Мировая торговля природным газом в 2006 г., млрд.. м³

Экспортеры	млрд. м³	Импортеры		млрд.м³
Россия	203,727	США	121,348
Канада	106,353	Германия	90,700
Норвегия	82,801	Япония	80,915
Алжир	68,638	Италия	73,460
Нидерланды	52,355	Украина	62,132
Туркменистан	49,423	Франция	46,975
Индонезия	36,146	Испания	33,118
Малайзия	32,614	Корея	29,494
Катар	27,992	Турция	26,572
США	22,288	Нидерланды	23,025
Прочие страны	165,646	Прочие страны	250,140
Всего	847,98	Всего	837,88

Источник: Key World Energy Statistics,2007,С.13

 

Поставки СПГ играют в последние годы все более важную роль в мировой торговле природным газом, особенно в связи с ростом спроса на этот энергоноситель на наиболее перспективных рынках АТР_, США и Европы. За 1996-2001 гг. объем мировой торговли СПГ возрос на 42,5% и достиг 143,2 млрд. м³   в год, в то время как поставки газа пo трубопроводам увеличились лишь на 26,6%. Уже сейчас на долю СПГ приходится немногим более 20% мирового рынка торговли природным газом.

И действительно, роль СПГ для многих стран АТР трудно переоценить. Значительные ресурсы газа Индонезии, Малайзии, Брунея, Австралии не были бы востребованы, если бы не СПГ, поскольку прокладка магистральных газопроводов в этом регионе пока технически невозможна или экономически нецелесообразна.

Таблица 1.2. Структура мировой торговли природным газом в 2003—2006 гг_.

Показатели	2003	2004	2005	2006
Мировая добыча, млрд. м3	2532,6	2623,3	2703,8	2763,0
Мировая торговля, млрд. м3	581,4	623,7	680,01	721,46
Доля от добычи, %	23,0	23,8	25,0	26,0
Экспорт по газопроводам, млрд. м3	431,4	454,9	602,06	532,65
Экспорт СПГ, млрд. м3	150,0	168,8	177,95	188,81

Источник: составлено автором по данным BР Statistical Review of World Energy,2006 и BР Statistical Review of World Energy, 2007

 

В пользу СПГ объективно говорят следующие два фактора. Во-первых, потребители и поставщики жестко не привязаны друг к другу трубопроводом и, соответственно, обладают большей гибкостью в выборе тортовых партнеров. Во-вторых, поставки СПГ осуществляются танкерами по морю, и таким образом       устраняется важный фактор экономической и политической  зависимости  от транзитных стран. Очевидно, что значение этого сегмента мирового газового рынка в будущем будет только возрастать, способствуя обострению конкурентной борьбы между производителями.

Таким образом, рынок природного газа в настоящее время стабильно функционирует, и в перспективе будет расширяться, поскольку растущий спрос на природный газ будет еще длительное время покрываться соответствующими поставками, так как его природные ресурсы далеко не исчерпаны, технология добычи прогрессирует, а транспортные средства по его доставке совершенствуются.

Сложившиеся за десятилетия мировые газовые рынки прошли различные этапы рыночной трансформации и накопили значительный опыт преобразований, что позволяет говорить об эволюции газовых рынков. Практически везде реформирование рынка газовой отрасли было многоэтапным процессом и потребовало значительно времени. Страны, начавшие процесс либерализации раньше других, проходили более трудный, и часто противоречивый путь (США), при этом сама парадигма преобразований нащупывалась в ходе реформ. Многое при выборе конкретных этапов преобразований было связано со спецификой состояния, и даже истории развития газовой отрасли, законодательной средой и т.п. Важно, что в настоящее время сформировалось нечто близкое к консенсусу в отношении определяющих принципов того, что можно считать принципами преобразования в газовой отрасли.

Ершов Ю.А. отмечает, чти газовая отрасль в силу ряда особенностей еще 20-25 лет назад практически везде била нерыночной, монополизированной, во многих случаях огосударствленной. В целом ряде стран с вполне рыночной экономикой и сегодня сохраняется такое положение (например, во Франции). В других странах структура собственности вполне рыночная, но действует масса ограничений и преференций (типа исключительных зон обслуживания для газораспределительных компаний в Германии).[11]

В последние 10-15 лет на основе опыта либерализации можно выделить следующие типовые элементы этого нового понимания:

• разделение естественно-монопольных и потенциально конкурентных видов деятельности (или на уровне раздельного ведения счетов, или организационное разделение);
• регулирование естественно-монопольного сегмента, включающее тарифное регулирование и обеспечение недискриминационного доступа третьих сторон (или, в ряде случаев, режима свободного доступа пользователей);
• стимулирование в различных формах вхождения новых участников на потенциально конкретные сегменты рынка, обеспечение регулирующими органами защиты интересов общества в отношении качества газоснабжения (надежность, безопасность, не использование монопольного положения и т.п.)[12].

Данный подход основан на интересах покупателей газа, в то время как крупные продавцы газа, особенно Россия, вынуждены будут пересматривать свою стратегию ни традиционных рынках сбыта. Пока Россия находится в положении догоняющего игрока. Но ситуация может измениться, если группа стран, опираясь на свае лидирующее положение в этой отрасли начнет отстаивать свои интересы на нескольких рынках газа одновременно. Диверсификация направлений экспорта газа позволит не только решить проблему переориентации экспортных потоков, но и в первую очередь, будет способствовать значительному усилению геополитических и геоэкономических позиций России в мире.

 

Основные участники мирового рынка природного газа

Обоснование выбора мировых энергетических компаний для анализа и сопоставления  с Газпромом. В разделе «Стратегия развития» Годового отчета Газпрома за 2005 г.[13] указано, что «стратегической целью Газпрома является создание глобальной экономической компании – мирового лидера за счет обеспечения надежных поставок природного газа, а также  диверсификации видов деятельности в энергетическом секторе как на внутреннем так и на внешних рынках.»

Реализация поставленной задачи неизбежно должна выражаться в дальнейшем углублении вертикальной интеграции компании путем освоения новых и расширения существующих сегментов деятельности, в приобретении активов и развитии бизнеса в других регионах мира. В этой связи представляется целесообразным произвести сравнение показателей хозяйственной деятельности Газпрома с зарубежными энергетическими компаниями мирового масштаба, которые решают или уже успешно решили вышеперечисленные задачи.

С учетом вышеизложенного при отборе компаний для сравнения применяются следующие критерии:

• масштабы производственно-хозяйственной деятельности. Отобранные компании входят в число мировых лидеров в топливно-энергетической сфере. Одним из наиболее авторитетных в мире информационно-статистических агентств, публикующих рейтинги энергетических компаний, является Platts[14]. Все отобранные компании вошли в первую 10 энергетических компаний мирового уровня по итогам 2005 г.
• вертикальная интеграция. Все отобранные компании относятся к вертикально-интегрированным, то есть помимо подразделений по разведке и добыче углеводородов выделяют в своей структуре по меньшей мере одним из следующих сегментов деятельности, связанных с добывающим сектором компаний в единый производственно-экономический блок: прессинг природного газа, нефтепереработка, транспортировка и сбыт сырья.
• география бизнеса. Все рассматриваемые компании осуществляют экспансию на внешний рынок путем приобретения активов за рубежом.
• форма собственности. Все отобранные компании являются преимущественно частными.

Группа компаний British Petroleum в рейтинге мировых компаний, Global 500 2006, составленном Financial Times[15], по уровню капитализации занимает второе место среди компаний нефтегазовой отрасли.

Группа ведет свою деятельность в области разведки и добычи, переработки и маркетинга углеводородов, нефтехимии и в сегменте «Газ и электроэнергия».

Большинство компаний группы зарегистрированы в Великобритании и США. Также дочерние компании зарегистрированы в Канаде, ряде европейских стран, в Новой Зеландии и ЮАР. Группа BP работает более чем в 100 странах по всему миру.

Зоны повышенного интереса компании в сегменте «Разведка и добыча» находятся на Аляске, в Северном море, глубоководной части Мексиканского залива, Анголе, Азербайджане и Тринидаде и Тобаго.

В сегменте «Переработка и маркетинг» компания занимает второе место в Европе и США по продажам нефтепродуктов (топлива).

В 2005 г. запасы Группы BP составили 1 291,5 млрд. м³ природного газа и 1 419,51 млн. т нефти и конденсата. Добыча нефти и конденсата – 128 млн. т, природного газа – 87 млрд. м³.

Таблица 1.3 Структурные показатели деятельности Группы BP в 2006 г., млн. долл. США

Показатели	Разведка и добыча	Газ и электро-энергия	Переработка и маркетинг	Прочий бизнес и корпоратив-ный сегмент	Всего по приведенным сегментам
Выручка	47 210	25 557	213 465	21 295	307 527
Выручка, %	15,4	8,3	69,4	6,9	100,0
Прибыль до налогообложения и уплаты процентов	25 508	1 104	6 442	-523	32 531
Прибыль до налогообложения и уплаты процентов, %	78,4	3,4	19,8	-1,6	100,0
Капитальные затраты	10 237	235	2 772	905	14 149
Капитальные затраты, %	72,4	1,7	19,6	6,4	100,0
Активы	93 479	28 441	77 352	12 756	212 028
Активы, %	44,1	13,4	36,5	6,0	100,0
Амортизация	6 033	225	2 392	533	9 183
Амортизация, %	65,7	2,5	26,0	5,8	100,0
Численность персонала, чел	17 000	4 100	70 800	4 300	96 200
Численность персонала, %	17,7	4,3	73,6	4,5	100,0

Источник: составлено автором по статистическим данным www.platts.com и www.sec.gov

 

В таблице 1.3. приведены основные финансовые показатели и численность персонала Группы BP за 2006 г. по сегментам бизнеса.

Эти показатели представляют собой результат деятельности  25 дочерних компаний Группы, работающих в сегменте «Разведка и добыча», 9 компаний сектора «Газ и электроэнергия», 20 компаний сегмента «Переработка и маркетинг», 18 компаний сегмента «Нефтехимия» и 10 компаний, занятых прочими видами деятельности[16].

Группа Exxon Mobil лидирует среди мировых компаний энергетического сектора по уровню капитализации, согласно рейтингу Financial Times Global 500 2006 г.

Выяснить принадлежность дочерних компаний к тому или иному сегменту бизнеса представляется затруднительным. Три основных сегмента, в которых компания ведет свою деятельность, – это: «Разведка и добыча», «Переработка и маркетинг» и «Нефтехимия». В группу также входят компании, занимающиеся прочими (неосновными) видами деятельности.

Таблица 1.4. Основные финансовые показатели компании Exxon Mobil по сегментам бизнеса в 2006 г., млн. долл. США

Показатели	Разведка и добыча	Переработка и маркетинг	Нефте-химия	Прочий бизнес и корпоративный сегмент	Всего по приведенным сегментам
Выручка	30 054	297 680	31 186	35	358 955
Выручка, %	8,4	82,9	8,7	0,0	100,0
Чистая прибыль	24 349	7 992	3 943	-154	36 130
Чистая прибыль, %	67,4	22,1	10,9	-0,4	100,0
Капитальные затраты	14 470	2 495	654	80	17 699
Капитальные затраты, %	81,8	14,1	3,7	0,5	100,0
Активы	87 066	63 801	19 496	37 972	208 335
Активы, %	41,8	30,6	9,4	18,2	100,0
Амортизация	6 700	2 226	826	501	10 253
Амортизация, %	65,3	21,7	8,1	4,9	100,0

Источник: составлено автором по статистическим данным www.sec.gov

 

В 2006 г. запасы Группы Exxon Mobil составили 1 894,60 млрд. куб. м природного газа и 1 430,97 млн. т нефти и конденсата. Добыча нефти и конденсата – 126 млн. т, природного газа – 96 млрд. м³[17].

Выручка Группы Exxon Mobil по сегментам бизнеса распределяется следующим образом: 82,9% выручки приносит сегмент Переработки и Маркетинга, 8,7% и 8,4% сегменты Нефтехимии и Разведки и добычи. Чистая прибыль формируется в основном за счет операций по разведке и добыче – 67,4% от суммарного значения, Переработка и маркетинг приносит 22,1%, а Нефтехимия – 10,9%. Капитальные затраты максимальны в Разведке и добыче – 81,8%, далее следует сегмент Переработки и маркетинга – 14,1% и Нефтехимии – 3,7%. Более 41% стоимости активов приходится на сегмент «Разведка и добыча», 30,6% — на сегмент «Переработка и маркетинг», 9,4% — на нефтехимию.

Англо-голландская Royal Dutch/Shell ведет свой бизнес через дочерние компании более чем в 140 странах по всему миру. Количество персонала – более 109 000 человек. В рейтинге FT Global 500 2006 группа находится на 3 месте по уровню капитализации.

Разведку и добычу Shell производит в Европе (преимущественно регион Северного моря), ряде африканских стран, в странах Южной Америки и в Австралии. Большее число дочерних компаний занимается разведкой и добычей углеводородов, при этом страна регистрации этих компаний часто не совпадает со страной фактической деятельности.

Дочерние компании в сегменте «Газ и электроэнергия» работают в Европе, США, Канаде, Нигерии, Катаре и России. Переработка и маркетинг, а также нефтехимическое производство ведутся преимущественно в Великобритании, Нидерландах, США и Канаде.

Холдинговые компании Группы Royal Dutch/Shell зарегистрированы в Нидерландах, Великобритании, США, на Бермудских островах и в Сингапуре.

Наибольшее число дочерних компаний работает в сегменте «Разведка и добыча», остальные компании ведут деятельность в других сегментах бизнеса, в которых они представлены приблизительно в равном количестве.

Запасы природного газа компании Royal Dutch/Shell в 2005 г. составили 1 121,8 млрд. м³, запасы нефти и нефтяного конденсата – 632,35 млн. т. В том же году компания добыла 99 млн. т нефти и конденсата и 85 млрд. куб. м природного газа[18].

В таблице 1.5. представлены основные финансовые показатели  Группы Royal Dutch/Shell за 2005 г. по сегментам бизнеса. Группа компаний RoyalDutch/Shell представлена 55 компаниями, которые занимаются разведкой и добычей; 24 компании работают в секторе «Газ и электроэнергия»; более 25 компаний занимаются переработкой и маркетингом углеводородов; сегмент «Нефтехимия» представлен 23 компаниями; более 10 компаний Группы заняты прочей деятельностью.

Таблица 1.5. Основные финансовые показатели компании Royal Dutch/Shell по сегментам бизнеса в 2006г., млн. долл. США

Показатели	Разведка и добыча	Газ и электро-энергия	Переработка и маркетинг	Нефте-химия	Прочий бизнес и корпоративный сегмент	Всего по приведенным сегментам
Выручка	45 674	15 623	253 853	34 996	767	350 913
Выручка, %	13,0	4,5	72,3	10,0	0,2	100,0
Чистая прибыль	14 238	1 573	9 982	991	-523	26 261
Чистая прибыль, %	54,2	6,0	38,0	3,8	-2,0	100,0
Капитальные затраты	10 858	1 568	2 810	387	293	15 916
Капитальные затраты, %	68,2	9,9	17,7	2,4	1,8	100,0
Активы	59 351	43 631	67 253	12 087	2 325	184 647
Активы, %	32,1	23,6	36,4	6,5	1,3	100,0
Амортизация	8 277	290	2 622	600	193	11 982
Амортизация, %	69,1	2,4	21,9	5,0	1,6	100,0
Численность персонала, чел.	18 000	2 000	71 000	8 000	10 000	109 000
Численность персонала, %	16,5	1,8	65,1	7,3	9,2	100,0

Источник: составлено автором на основе статистических данных www.sec.gov

 

Наибольший удельный вес в суммарной выручке компании – 72,3% – имеет выручка в сегменте Переработки и маркетинга, далее следует сегмент нефтехимии – 10,0%. Доля сегмента Разведки и добычи составляет 13,0% от общей выручки. Наибольшую чистую прибыль формируют компании, занимающиеся разведкой и добычей, – 54,2% от общего значения; компании, занимающиеся переработкой и маркетингом, – 38,0%. Капитальные затраты по группе компаний максимальны в сегменте Разведки и добычи – 68, %, на сегмент Переработки и маркетинга приходится 17,7% от общей суммы.

В сегменте переработки и маркетинга занято 65,1% от всего персонала компании, 16,5% — в Разведке и добыче, 7,3% — в нефтехимии.

Согласно рейтингу FT Global 500 2006 Группа Газпром по уровню капитализации занимает 4 место в мире.

Структуры организации деятельности Группы Газпром и зарубежных нефтегазовых компаний существенно различны. Это обусловлено наличием определенных национальных особенностей построения бизнеса компаний, условиями, в которых эти компании создавались, и значительной транспортной и распределительной составляющей Группы Газпром.

Отличия объясняются уникальностью самой компании. Например, в то время как все зарубежные нефтегазовые компании стремятся постоянно увеличивать свои добывающие активы из-за падающего объема добычи (или из-за опасений падения объемов добычи), Газпром добывает углеводородное сырье из уникальных по размерам и характеристикам месторождений. Исторически Газпром является крупнейшей транспортной компанией, обеспечивая газом страны Евросоюза. Одно из отличий заключается в отсутствии у Газпрома дочерних компаний в различных сегментах бизнеса за рубежом.

Группа Газпром ведет свою деятельность в сегментах Разведки и добычи, Транспорта и подземного хранения газа, Переработки, а также Маркетинга и  газораспределения. Эти сегменты бизнеса компании и некоторые другие виды деятельности (строительство, ремонт и пр.) являются основными видами деятельности. Газпром выделяет также неосновные виды деятельности – телекоммуникационные компании, СМИ, торговые компании и пр.

Структура Группы Газпром, представленная на схеме 1 в приложении 13, отлична от структуры бизнеса зарубежных энергетических компаний. На схеме 1 единственным сегментом, подобным зарубежным компаниям, для Группы Газпром является сегмент «Разведка и добыча». Для сопоставимости аналогом сегмента «Маркетинг и переработка» для Группы является объединение сегментов «Транспорт, подземное хранение», «Переработка» и «Маркетинг и газораспределение». Перечисленные сегменты показывают существенно большую специализацию Группы Газпром на транспорте газа и его распределении. Если в структуре деятельности Группы Газпром выделить хранение, распределение газа и его продажу конечным потребителям, то получится сегмент, который является аналогом сегмента «Газ и электроэнергия», или «midstream», в некоторых зарубежных компаниях (не указан на схеме).

На нижней части схемы  в Приложении 13 представлена расширенная структура[19] бизнеса Группы Газпром. На верхней части схемы структура Группы приведена к виду, удобному для сравнения с зарубежными компаниями. Дополнительно из сегмента «Переработка» выделен сегмент «Нефтехимия», который представлен Группой «Сибур», входящей в Группу Газпром. Вспомогательные и неосновные виды деятельности объединены в сегмент «Прочий бизнес и корпоративный сегмент».

По данным консолидированной финансовой отчетности в соответствии с МСФО ОАО «Газпром» за 2006 г.[20] и финансовой отчетности в соответствии с МСФО ОАО «Сибур» за 2006 г. (для сегмента нефтехимия) составлена таблица 1,6., в которой представлены показатели деятельности Группы Газпром по сегментам бизнеса (с учетом сегмента Нефтехимия ОАО «Сибур» и без учета ОАО «Сибнефть» в сегменте Разведка и добыча).

Таблица 1.6 Основные финансовые показатели Группы Газпром по сегментам бизнеса в 2006г., млн. долл. США

Показатели	Разведка и добыча	Переработка и маркетинг	Нефте-химия (Сибур)	Прочий бизнес и корпоративный сегмент	Всего по приведенным сегментам
Выручка	6 927	55 286	4 001	2 394	68 607
Выручка, %	10,1	80,6	5,8	3,5	100
Прибыль до налогообложения и уплаты процентов	480	14 676	663	679	16 499
Прибыль до налогообложения и уплаты процентов, %	2,9	88,9	4,0	4,1	100
Капитальные затраты	3258,6	6652,7	308,9	496,3	10 716
Капитальные затраты, %	30,4	62,1	2,9	4,6	100
Активы	31 335	61 218	2 761	19 006	114 320
Активы, %	27,4	53,5	2,4	16,6	100
Амортизация	1 298	2 722	120	147	4 286
Амортизация, %	30,3	63,5	2,8	3,4	100
Численность персонала, чел.	39 034	135 724	88 600	127 021	390 379
Численность персонала, %	10,0	34,8	22,7	32,5	100

Источник: составлено автором на основе статистических данных www.gazprom.ru

 

По Группе Газпром показатели деятельности и численности персонала распределяются по сегментам бизнеса следующим образом. Выручка формируется сегментом «Переработка и маркетинг», на него приходится 80,6%.  Если рассмотреть сам этот сегмент, то большую часть его выручки формирует подсегмент «Распределение газа», значительный вклад вносит подсегмент «Транспорт газа». Эти подсегменты традиционно являются одними из важнейших в деятельности Группы Газпром. 10,1% выручки приходится на Разведку и добычу, сегмент «Нефтехимия» добавляет еще 5,8% от суммарной выручки.

Более 88% прибыли до налогообложения и уплаты процентов приходится на сегмент «Переработка и маркетинг», 2,9% прибыли дает разведка и добыча и порядка 4% приходится на сегмент «Нефтехимия». Доля активов и капитальных затрат составляет 27,4% и 30,4% соответственно по сегменту «Разведка и добыча». 53,5% стоимости активов и 62,1% капитальных затрат приходится на переработку и маркетинг. Сегмент «Нефтехимия» формирует 2,4% стоимости активов и 2,9% капитальных затрат.

В сегменте «Переработка и маркетинг» занято 34,8% персонала Группы Газпром, 10% приходится на разведку и добычу, 22,7% — на нефтехимию, персонал сегмента «Прочий бизнес и корпоративный сегмент» составляет 32,5% от общей численности.

Что касается показателей запасов и добычи природного газа, то они выглядят следующим образом (см. табл. 1.7).

Таблица 1.7 Сравнительный анализ основных показателей крупнейших энергетических компаний, 2005-2006 гг.

Показатели	Газпром	Exxon Mobil	BP	Shell
Запасы природного газа, млрд. м³	29,1	1,9	1,3	1,1
Добыча природного газа, млрд. м³	548	96	87	85
Рыночная капитализация, млрд.$США	188,4	361,4	232,7	200,7
Чистая прибыль, млрд.$США	—	36,1	22,3	26,3
Величина расходов по основной деятельности, млрд.$США	—	280,5	222,5	262,2
Внеоборотные активы, млрд.$США	—	107	85,9	87,6
Численность персонала, тыс.чел.	320	—	104,2	113

Источник: составлено автором на основе данных www.gazprom.ru. www.eia.org и www.sec.gov

 

Рыночная капитализация, представляющая собой совокупность рыночной стоимости находящихся в обращении обыкновенных акций компании, является общепризнанным показателем ее величины и роли в национальной и мировой экономике, нередко выступая в качестве главного критерия, которым руководствуются рейтинговые агентства.

В начале мая 2006 г. рыночная капитализация Газпрома превысила 300 млрд. дол. США, что вывело его по данному показателю на 2 место среди энергетических компаний и 3 место в мире (после Exxon Mobil и General Electric). Однако вскоре рост стоимости акций компании сменился падением, что в этот период было характерно для всего российского фондового рынка. 14 июня 2006 г. зафиксирована min за предыдущие два месяца цена. По данным агентства «РоссБизнесКонсалтинг» цена составила 219,1 руб.

Говоря о численности персонала, при интерпретации показателя по использованию трудовых ресурсов необходимо иметь в виду, что  в структуру большинства западных вертикально-интегрированных компаний не входят сервисные компании. Услуги по бурению, ремонту скважин, строительству, транспорту и т.п. предоставляются им сторонними организациями на контрактной основе.

 

Современное положение и перспективы международных региональных рынков природного газа

Анализ современного состояния рынков природного газа ЕС

В конце 20 и в начале 21 века развитие рынка энергоносителей в Европе все в большей степени зависело и зависит от энергетической политики стран континента, одним из приоритетов которой становится стремление увеличить долю природного газа в энергетическом балансе. Помимо желания диверсифицировать потребление энергоресурсов на континенте и снизить зависимость от импорта ближневосточной нефти, одной из причин применения природного газа является его безопасность для окружающей среды. Именно экологический аспект делает газ более привлекательным энергоносителем по сравнению с углем или нефтепродуктами для европейцев, где экологические факторы все в большой степени влияют на политику государств.

Рост значения природного газа для Европы подтверждается устойчивым увеличением доли этого энергоносителя в балансе энергопотребления: доля потребления природного газа в энергопотреблении Европы возросла с 7,5 % в 1970 г. до 30-35% в 2006 г.

В большинстве случаев, наличие собственной добычи газа приводит к ускоренной   газификации   в   стране.   Исключение   из   общего   ряда составляет лишь Норвегия, где доля природного газа в совокупном потреблении первичных энергоресурсов в настоящее время оценивается на уровне 8% (против среднего показателя — 26%). Здесь традиционно основу баланса энергопотребления продолжают составлять нефть и гидроэлектроэнергия.

Доля газа в потреблении первичных энергоносителей в Великобритании, Италии и Нидерландах в начале 20 столетия установилась на уровне, существенно превышающем средний показатель по региону.

На несколько более высоком уровне внедрения природного газа в экономику страны находится так же Франция, но она не фигурирует в числе стран, имеющих крупную добычу газа.

В Нидерландах с 1990-х гг. происходил процесс вытеснения газа нефтью, однако природный газ продолжает составлять около 40% всего потребления первичных энергоресурсов.

За период с 1980-х гг. по настоящее время сырьевая база газовой промышленности стран Европы характеризовалась простым воспроизводством ресурсов. По данным, приведенным в приложении 8, доказанные запасы природного газа в этом регионе с 1995г. прошлого века и  начале текущего столетия практически находятся на одном уровне. В период 1985-1995 гг. в странах Европы происходил рост запасов, опережающий темпы роста добычи газа в регионе.

Как уже отмечалось ранее, на фоне других регионов мира Европа в настоящее время выглядит как самый необеспеченный запасами природного газа регион.

Однако если взглянуть на сложившуюся ситуацию с сточки зрения обеспеченности добычи запасами газа, то положение Европы по сравнению, скажем, с Северной Америкой, не выглядит столь критически. Показатель обеспеченности добычи газа запасами в странах Европы составляет от 6,3 до 33,5 лет (см. прилож. 9), а в северной Америке он уже многие десятилетия держится на уровне 9,4-9,6 лет.

Великобритания, начиная с 1990-х гг. до 2003г. находилась на подъеме добычи природного газа. Объем запасов страны на континентальном шельфе Северного и Ирландского морей составляет всего лишь 0,53 трлн. м³. За 2003г. разработка месторождении континентального шельфа обеспечила стране добычу в объеме 102,9 млрд. м³. С середины 1990-х гг. Великобритания добывает достаточно природного газа, чтобы отказаться от импорта, однако страна продолжает закупать газ в соседней Норвегии для нужд Шотландии, а также осуществлять транзит норвежского газа. В 2004 г. наметился спад в добыче газа и составил 96 млрд. м³, в 2005-88,0 млрд. м³.

При добыче на месторождениях континентального шельфа 85 млрд. м³  Норвегия экспортировала в континентальную Европу около 79,46 млрд. м³. Главными покупателями норвежского природного газа в Европе являются 5 немецких компаний и фирмы из Испании, Австрии, Бельгии, Италии, Польши и Чехии. На этих рынках норвежский газ составляет конкуренцию российскому экспорту. Главным центром сбыта в настоящее время считается Германия, где доля потребления норвежского газа составляет около 30%.

В течение долгого времени, с момента открытия в 1959 г. Гронингерского газового месторождения, Нидерланды играли важную роль на европейском газовом рынке и являются крупнейшим газовым экспортером внутри ЕС. В настоящее время предпринимаются попытки найти на территории страны и на ее континентальном шельфе новые запасы природного газа, разработкой которых можно было бы заменить месторождение Гронинген, находящееся в стадии падающей добычи, однако пока желанного успеха достигнуто не было, хотя в 2005 году в стране было добыто 62,9 млрд. м³.

Другие производители природного газа Европы добыли в 2005 г. 55,4 млрд. м³, из которых более четверти приходится на страны Юго-Восточной Европы. Максимальный уровень добычи приходится на Германию (15,8 млрд. м³). Таким образом, континентальные производители контролировали более 60% газового рынка Европы, обеспечивая стабильную подачу газа для трех основных сегментов рынка: энергетики, промышленности и жилищно-коммунального сектора.

Большая часть природного газа в Европу поступает по трубопроводам (см. прилож. 4).

Это формирует все большую зависимость от внешних поставок природного газа, поскольку доля таких поставок для группы из восьми ведущих газопотребляющих стран приближается к отметке в 60 % от уровня всего потребления газа в этих странах региона.

Внутренние транспортные артерии для природного газа отдельных стран Европы к началу 90-х гг. уже имели тесную привязку к региональным экспортным газопроводам и имели выходы на внешних поставщиков через соответствующие транспортные системы.

К концу XX века Западную Европу пронизывали с востока на запад и с севера на юг совмещенные транспортные системы природного газа. На начало XXI века в Западной Европе действуют такие региональные системы транспорта газа, как ТЕНП — Трансситгаз (1974 г.) из Нидерландов в Германию, Швейцарию и Италию (830 км, диаметр 864, 914 и 965 мм, пропускная способность — 7 млрд. м³), Норпайп-Статпайп из Норвегии в Германию (1977-1986 гг., в Эмден) протяженностью 880 км, диаметры 711, 760, 914 мм, пропускная способность — 18 млрд. м³/год. Целая группа газопроводов построена из района месторождений Северного моря. В настоящее время продолжается дальнейшее развитие этой системы (см. прилож. 10).

Газотранспортные системы пяти стран имеют выходы к морю и соответствующие приемные терминалы для приемки СНГ — это Бельгия, Франции, Испания, Италия и Греция. Перспективы развития региональных систем транспорта природного газа в Западной Европе будут в основном связаны с укреплением торговых связей внутри региона и на межрегиональном уровне.

Необходимо отметить, что в мировой газовой промышленности идет процесс развития производства СПГ в целях организации гибкой системы реагирования на изменения спроса и мировой конъюнктуры. Кроме этого, такому развитию событий способствует и политика ЕС в отношении либерализации газовых и энергетических  рынков в Европе.

В Европе идет хоть и незначительный, но устойчивый рост потребления СПГ и к началу 2004 г. доля поставок СПГ в Европу составляла около 11,5% — т.е. пока еще значительно ниже среднемирового уровня (27% — на 2004 г.), однако в ближайшие годы и здесь будет отмечаться тенденция к выравниванию этих показателей.

Таким образом, основными предпосылками для удовлетворения растущего спроса на природный газ в Европе являются: развитие собственной газодобывающей промышленности, внешние источники газопроводных поставок, среди которых основным является Россия, и возможности мирового рынка СПГ.

В таблице приложения 10  приведена динамика цен на природный газ в 1985-2005г. в долларах США за одну британскую тепловую единицу.

Преобразования энергетических рынков, которые сначала назывались дерегулированием, а теперь — либерализацией являются частью общей политики ЕС.

Либерализация рынков природного газа является одной из основных тенденции последних лет в Европе и мировой энергетике вообще. Начавшиеся с 1980-х гг. активные процессы трансформации институциональной структуры газовой отрасли, направленные на формирование конкурентного рынка газа, раньше всех охватили США и Канаду (1984-1995 гг.), следом аналогичный рынок был создан в Великобритании (1985-1998 гг.), Австралии и Новой Зеландии, Аргентине (1992-1998 гг.). С 1995 г. идет процесс либерализации газового рынка в Японии, а с 1998 г. – в странах ЕС[21].

Зрелость рынка природного газа в США обусловлена рядом обстоятельств. Во-первых, США имеет длительную историю газоснабжения, восходящую еще к эпохе использования каменноугольного газа. Во-вторых, в США в течение более ста лет совершенствовались рыночные институты и институты по регулированию газовой отрасли. Наконец, в США создана довольно плотная и разветвленная сеть газопроводов. Таким образом, в США не только создана институциональная среда для конкурентного рынка природного газа, но имеются объективные условия для его формирования:

• Внутренние источники довольно равномерно распределены по территории, что, во-первых, давало возможность транспортировать природный газ по газопроводам до потребителей на относительно небольшие расстояния, во-вторых, было барьером для образования монополии по добыче природного газа, и, в-третьих, позволяло многим регионам получать практический опыт институционального развития газовой отрасли.
• На рынке действует большое число добывающих компаний (около 8000).
• Вдоль северной и южной границ имеются источники природного газа, связанные с потребителями, расположенными внутри страны.
• На восточной и западной границах США расположены морские терминалы по приему СПГ, хотя пока их число невелико.
• Морские терминалы, через которые импортируется сжиженный природный газ (СПГ), расположены в зонах потребления природного газа.
• По территории страны проложена плотная сеть газопроводов с большим количеством пересечений, что дает возможность потребителям получать природный газ из различных источников.
• Газопроводы принадлежат различным собственникам[22].

Объективные предпосылки для создания конкурентного рынка природного газа имеются и в Европе, что иллюстрирует рисунок  приложения 11 Правда, в отличие от США в Европе практически нет месторождений природного газа, расположенных на суше. Однако имеется множество внешних источников природного газа. Кроме того, создана разветвленная и плотная сеть газопроводов.

Потребители природного газа в Европе могут получать его (как по газопроводам, так и в виде СПГ через морские порты) из различных источников: Северного моря, Алжира, России, Ближнего и Среднего Востока, Туркменистана и других стран. Таким образом, и в Европе, в основном, существуют те объективные условия, которые были перечислены выше, когда речь шла о рынке газа в США, и которые являются необходимыми для создания конкурентного рынка природного газа. Однако число независимых поставщиков природного газа в Европе существенно меньше, чем в США.

Следует отметить, что такой крупный поставщик природного газа в Европу, как Россия, обеспечивающая около 25%  всего потребляемого газа, имеет значительную рыночную власть.

Темпы развития конкурентного рынка природного газа в Европе несколько отстают от США. Это в значительной мере объясняется необходимостью согласования законодательства европейских стран. По существу, только с созданием Европейского Союза стала возможной организация единого европейского рынка природного газа, что, в частности, выразилось в принятии Директивы ЕС по газу.

Официально Европейская Комиссия, руководящая процессом либерализации, ставит три главные цели:

• расширение конкуренции ради улучшения обслуживания потребителей;
• надежность поставок;
• защита окружающей среды.

Основные принципы и условия дерегулирования газовых рынков следующие:

• отказ от государственного регулирования отпускных цен производителей и цен на оптовом рынке газа, при этом государство продолжает регулировать розничные цены у бытовых потребителей и цены на транспортные услуги;
• приватизация государственных холдингов и разделение естественно монопольных и потенциально конкурентных видов деятельности газотранспортных компаний (т.е. разделение функций транспортировщика и поставщика) при сохранении жесткого регулирования естественно-монопольного сегмента, включающего тарифное регулирование;
• предоставление крупным потребителям права выбора поставщика;
• стимулирование в различных формах вхождения новых участников на потенциально конкурентные сегменты рынка;
• введение недискриминационного стороннего доступа к газотранспортным системам для потребителей, производителей, трейдеров и поставщиков, что позволяло перейти к системе, при которой у участников газового рынка есть возможность покупать газ непосредственно у производителей. Доступ третьей стороны к магистральным газопроводным сетям предполагает, что владелец транспортных активов выполняет только роль транспортной компании, предоставляющий набор соответствующих транспортных услуг, не связанных с последующей реализацией газа. В качестве транспортных активов, к которым необходимо предоставлять доступ, рассматриваются наземные и подводные газопроводы, распределительные сети, терминалы, получающие сжиженный природный газ, хранилища и т.д. Соответственно, сторонами, на которые возлагается обязанность предоставлять доступ, могут быть газотранспортные компании, распределительные компании, и, что встречается реже, производители газа. Основная проблема в связи с доступом третьей стороны состоит в отсутствии для владельца этих мощностей стимула предоставлять доступ на недискриминационной основе в том случае, если он одновременно может выполнять функции поставщика газа;
• создание условий, способствующих расширению вторичной торговли транспортными мощностями и мощностями подземных газохранилищ (ПГХ) — перепродажа зарезервированных мощностей;
• обеспечение высокой прозрачности рынка через установление публично доступных информационных источников, предоставляющих данные относительно объемов поставок, спроса, наличия мощностей, цен и т.д[23].

Директивы ЕС по газу, направленные одновременно на либерализацию и создание единого общеевропейского рынка, запустили процессы, которые на десятилетия вперед будут влиять на условия поставок энергоносителей. За разделением счетов по видам деятельности следует организационное разделение компаний, являющихся одновременно крупными газотранспортными и газосбытовыми, на два самостоятельных типа компаний.

Инициаторы процесса либерализации ожидали резкого снижения цен на газ и создания максимально выгодных условий приобретения газа для конечных потребителей, независимо от объема закупок.

Предполагалось, что любой поставщик газа сможет поставлять его потребителям не только по территории какой-то одной страны, но и по всей Европе. Однако невозможно снабжать каждого конечного клиента только по собственным трубопроводным сетям поставщика, но в то же время можно беспрепятственно пользоваться инфраструктурой других операторов газотранспортных сетей.

Так, крупные европейские газовые компании уже заключили между собой двусторонние транзитные соглашения, позволяющие каждой из сторон пользоваться трубопроводными мощностями другой, и активно используют их для снабжения промышленных потребителей на территории соседних стран. Например, немецкая компания Winter­shall заключила такое соглашение с бельгийской газотранспортной компанией и активно внедряется на местный рынок. С прицелом на перспективу подобное соглашение было заключено с Великобританией на использование 2 млрд. м³ газотранспортных мощностей в магистральном газопроводе BBL (Балгзанг–Бактон), который с 2007 г. пройдет по дну Северного моря. Уже сейчас Wintershall ведет активную деятельность в Великобритании в области хранения газа на базе мощностей, забронированных на твердых условиях. Сбыт газа за пределы Германии осуществляет также немецкая компания Verbundnetz­gas (VNG). Так, VNG и итальянская компания HERA Trading S.r.l. заключили соглашение о поставках газа в Италию до 2007 г. VNG совместно с E.ON Ruhrgas заключили контракт с польской компанией PGNiG на поставку газа в Польшу, сроком до 2008 г[24].

Необходимо более подробно рассмотреть основные аспекты либерализации рынка газа Германии.

Прежде всего, следует обратить внимание на то, что газовый рынок Германии имеет особенность, которую не имеет ни одна другая страна ЕС, а именно — газовый рынок страны поделен между тремя крупными (Wintershall, E.ON Ruhrgas и Verbundnetz­gas) и множеством мелких игроков, что изначально существенно уменьшает возможность его либерализации. Следует отметить, что газовый рынок четко поделен между этими тремя компаниями по географическому принципу: Verbundnetzgas контролирует газовый рынок восточных федеральных земель (территория бывшей ГДР), Winter­shall — центральные земли и часть юга страны, E.ON Ruhrgas — север, запад и юг страны. Небольшие компании действуют по всей территории Германии.

Не последнюю роль играет и то, что Германия является страной-импортером природного газа — 80% газа закупается тремя вышеупомянутыми крупными компаниями. Большинство объемов импорта приходится на газ из России, Норвегии и Нидерландов. Таким образом, на газовом рынке страны наблюдается типичная олигополистическая структура предложения газа потенциальным потребителям, что существенно сокращает пространство для свободной конкуренции и снижения цен. Кроме того, конкурирующие компании имеют ограниченное влияние на цену газа, так как импортные цены на газ привязаны к цене нефти, а цены для конечных потребителей, в свою очередь, полностью зависят от импортных цен. Данные формулы образования цен на газ, зафиксированные в контрактах купли-продажи природного газа между экспортерами и импортерами, делают практически невыполнимыми директивы Еврокомиссии по формированию свободного рынка газа в странах ЕС и, в частности, в Германии.

Общеизвестно, что либерализация европейского рынка газа проводится в два этапа: первый — предоставление промышленным потребителям права свободного выбора поставщика газа, второй — предоставление такого же права индивидуальным потребителям. Промышленным потребителям право на свободный выбор поставщика природного газа было предоставлено раньше, чем предполагалось первоначально — с июля 2004 г. С июля 2007 г. все без исключения индивидуальные потребители газа тоже должны получить такое же право.

Прогнозы развития рынков природного газа до 2030 года

Стратегическими целями развития газовой промышленности России на период до 2030 г. являются:

• стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ;
• развитие единой системы газоснабжения и её расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны;
• совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов её деятельности и формирования либерализованного рынка газа;
• обеспечение стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета и стимулирование спроса на продукцию смежных отраслей (металлургии, машиностроения и других);
• обеспечение геополитических и геоэкономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач:

• рациональное использование разведанных запасов газа, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы отрасли;
• ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь и снижение затрат на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче и транспорте газа;
• комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа;
• формирование и развитие новых крупных газодобывающих районов и центров в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, на полуострове Ямал и на шельфах арктических и дальневосточных морей;
• развитие газоперерабатывающей и гелиевой промышленности;
• развитие газотранспортной инфраструктуры для использования возможности освоения новых газодобывающих районов и диверсификация экспортных поставок газа[25].

В настоящее время отечественными и иностранными компаниями ведутся добыча углеводородов и опытная разработка нефтяных и газовых месторождений на востоке страны.

Активный интерес к участию в освоении нефтегазовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока проявляют наши зарубежные партнеры, о чем свидетельствует ряд соглашений, подписанных в последнее время на корпоративном уровне.

Позиция Министерства состоит в том, что необходим комплексный государственный подход к освоению нефтегазовых ресурсов этого региона. Только такой подход позволит определить наиболее рациональные последовательность и сроки освоения месторождений с учётом всех факторов – состояния и перспектив развития внутренних и внешних рынков углеводородов и продуктов их переработки, развития на Востоке страны единой нефте- и газотранспортной системы. Только такой подход позволит организовать работу компаний-недропользователей в соответствии с приоритетными задачами социально-экономического развития региона и страны в целом, даст возможность продать добываемые углеводороды на экспорт на выгодных для России условиях.

Отсутствие системного подхода не выгодно не только государству, но и самим недропользователям, поскольку будет означать для них дополнительные затраты и риски, удорожающие их проекты. Каждый такой проект в отсутствие единой нефте- и газотранспортной системы неизбежно будет ограничиваться локальными трубопроводами, не способными справиться с потоками углеводородного сырья, что в итоге обернется не лучшими технологическими решениями и перерасходом средств. Кроме того, наличие отдельно взятых проектов разрозненных недропользователей приводит к их взаимной конкуренции и, в конечном итоге к большим потерям как для экспортера, так и для государства.

Реализация такого комплексного системного подхода осуществляется в Программе создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учётом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона.

«Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учётом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона» (Программа), разрабатывается Минпромэнерго России, по решению Правительства Российской Федерации (Распоряжение от 16 июля 2002 года № 975-р).

Проект Программы обсуждался на заседании Правительства Российской Федерации 13 марта 2003 г. По результатам рассмотрения было принято решение о доработке представленного документа.

Для выполнения этого решения при Минпромэнерго России в 2004 г. была создана Межведомственная рабочая группа с участием заинтересованных министерств, ведомств, компаний и научных организаций. В процессе доработки Программы членам рабочей группы удалось согласовать большинство проблемных вопросов. На сегодняшний день проект Программы находится в стадии завершения.

Основой реализации Программы является наличие надёжной ресурсной базы. Начальные суммарные ресурсы газа Восточной Сибири и Дальнего Востока в настоящее время составляют 64,3 трлн. м³, из них: 49,4 трлн.м³ – приходятся на сушу, 14,9 трлн.м³ — на морской шельф.

Расчеты показали, что максимально возможный уровень спроса на газ по Восточной Сибири и Дальнему Востоку (с учётом развития газохимических производств, без учёта Норильского промузла и собственных нужд газопроводов) составит: к 2020 г. – 33 млрд. м³, к 2030 г. – 45 млрд. м³.

Прогноз внешнего спроса на газ оценивался на основе перспективных показателей экономического развития стран Азиатско-Тихоокеанского региона и США, и возможных вариантов конъюнктуры рынка газа в этих странах.

Возможный объём спроса на российский газ в странах АТР и США оценивается в период 2020-2030 гг. в 50 млрд. м³ в год, в т.ч. трубопроводного 25 млрд. м³ в год.

Основная часть внешнего спроса на сетевой газ придется на Китай и Республику Корея. При оценке перспективных газовых рынков стран АТР и США использовались отчетные и прогнозные показатели ВВП и роста численности населения, анализировались существующие структуры топливно-энергетического баланса и баланса КПТ и факторные оценки их изменения, учитывались варианты собственной добычи газа, законтрактованные и не законтрактованные объёмы поставки газа.

Таким образом добыча газа на Востоке страны может составить 128 млрд. м³ в 2020 г. и 146 млрд. м³ в 2030 г.

В настоящее время рассматриваются три основных схемы транспортировки природного газа.

Схема «Запад» предусматривает обеспечение внутренних потребностей региона и подключение Красноярского, Якутского и Иркутского газодобывающих центров к ЕСГ и экспортные поставки сетевого газа в Китай и Корею. Сахалинский центр обеспечивает сетевым газом потребителей Сахалинской области, Хабаровского и Приморского краев и СПГ Японию;

Схема «Центр» предусматривает поставки газа для внутренних нужд региона и подключение Красноярского и Иркутского газодобывающих центров к ЕСГ. Якутский центр обеспечивает внутренние нужды региона и поставки газа в Китай. Сахалинский газодобывающий центр обеспечивает потребности в газе прилегающих территорий Дальнего Востока и экспортные поставки сетевого газа в Корею и СПГ в Японию;

Схема «Восток» предусматривает поставки газа для внутренних нужд региона и подключение Красноярского и Иркутского газодобывающих центров к ЕСГ. Якутский центр работает автономно для обеспечения внутренних нужд прилегающих территорий. Экспортные поставки газа осуществляются только из Сахалинского центра[26].

Во всех трёх схемах предусмотрена возможность строительства газопроводов – перемычек между четырьмя центрами и создание на их базе единой системы газоснабжения востока страны.

В том числе и президент РФ В.В. Путин давно уяснил значимость нефти и газа, как политического инструмента, который с легкостью торит дорогу для России в мировом сообществе. После газовых инцидентов с Белоруссией и Украиной, весь мир с напряжением представляет себе руку президента России на вентиле, который одним махом перекрывает поставки газа в Европу. Оптимисты говорили, что бояться этого не стоит, так как на долю России приходится только 33% мировых запасов газа, так что можно обойтись и 66% оставшимися. А вот когда появились разговоры о создании “газовой ОПЕК” и они стали обвинять Россию в энергетическом шантаже.

Сейчас ситуация изменилась и у “газовой ОПЕК” есть перспективы создания. Во-первых, сегодня ситуация меняется — спрос на газ растет на фоне глобального экономического подъема и из-за того, что он более экологичен при горении, чем другие виды топлива. Газ удобно накапливается и транспортируется, с его сжижением он стал транспортабелен даже по морю. Мир окутан сетью газопроводов. В добывающих странах государство взяло стратегические отрасли под свой контроль, и газ не стал исключением. Потребление природного газа в мире вырастет с 2,75 трлн. м³ в 2005 г. до 5,16 трлн. м³ в 2030 г., то есть практически в два раза. При этом высокие цены на нефть будут повышать спрос на голубое топливо. Сейчас его использование ежегодно увеличивается на 2,4%. Его доля в энергетическом балансе планеты, по оценкам аналитиков, в 2030 г. составит 26%[27].

Все это послужило причиной того, что именно газовые темы переговоров все более важны для Европы и на встречах G8 и на различных саммитах. Именно поэтому Европа хочет, чтобы Россия подписала ДЭХ, чему страна усиленно противится.

В идею подобного картеля верят и на Западе, причем не кто-то, а Североатлантический альянс. Так, в середине ноября 2006 г., специалисты НАТО предположили, что Москва готова к тому, чтобы организовать сильное международное объединение производителей газа. По информации аналитиков альянса, Россия дополнительно усилила бы свое влияние в Европе, а особенно — на бывшие советские республики, энергетически связанные с Россией.

По их мнению, одна из главных мировых проблем состоит в том, что Россия в перспективе способна использовать углеводородное сырье как политическое оружие, создав и возглавив мировой газовый картель, наподобие нефтяного ОПЕК. Был даже подготовлен обстоятельный доклад, в котором утверждается, что российские власти могут попытаться объединить интересы производителей газа в единую структуру, что резко увеличит влияние Москвы на Европу и на остальной мир. По данным аналитиков альянса, в состав новую организации могут войти Иран, Катар, Норвегия, Алжир, Ливия, а также ряд постсоветских стран Средней Азии. В одном из прошлогодних докладов Международного энергетического агентства, в частности, говорится, что существует вероятность, что основные страны-производители газа начнут координировать свои планы по инвестициям и добыче с целью не допустить переизбытка товара на рынке, тем самым, сохраняя высокие цены.[28]

Фактически речь идет о создании некой “сети влияния” путем заключения долгосрочных контрактов, по которым национальные нефтяные и газовые компании договаривающихся стран получат возможность разведывать и добывать газ на территории друг друга. Участники проекта смогут получать доступ к ряду месторождений на территории других членов альянса, что будет дополнительно оговорено в документах. Иран и Россия будут держать под своим контролем половину мировых запасов этого важного энергетического ресурса. В качестве возможных членов новой организации упоминаются также Алжир, Катар, Ливия и государства Центральной Азии. Как пример приводится сотрудничество Газпрома и алжирской Sonatrach. Алжирская компания уже готовится к участию в тендерах на разведку и добычу полезных ископаемых в России; параллельно в обеих странах ужесточается режим инвестиций в газовые ресурсы со стороны западных компаний. С точки зрения аналитиков, смысл в подобных действиях, конечно, есть, так как у Алжира есть опыт работы на рынке сжиженного природного газа, а у российского Газпрома — в транспортировке газа по трубопроводам. Сегодня обе компании вместе поставляют в Европу 46% потребляемого там газа. Компании обменялись поставками партий топлива, в результате чего Sonatrach стала больше известна в Европе, а Газпром получил некоторый опыт в транспортировке СПГ в Северную Америку с целью его перепродажи. Однако общее впечатление от встречи руководства компаний в столице Алжира осталось весьма бледное: судя по всему, Газпром и Sonatrach создают видимость деятельности, стремясь прикрыть ею отсутствие реальных перспектив.

 

 

 

 

Оценка внешнеэкономических отношений России на мировом рынке природного газа

Внешнеэкономическая деятельность России на европейском рынке природного газа

Россия, как известно, располагает высоким экспортным потенциалом, что связано, прежде всего, с ее уникальными ресурсами и высокоразвитой газовой промышленностью. Начальные суммарные ресурсы свободного природного газа России составляют 236,15 трлн. м³, в том числе 160,3 трлн.м³ на суше и 75,8 трлн.м³ – на шельфе.  Разведанные запасы свободного газа (включая газ газовых шапок) превышают 47 трлн.м³.[29]

В российской газовой промышленности сложилась уникальная ситуация – все государственные функции в отрасли фактически переданы одному из субъектов хозяйственной деятельности – компании Газпром (см. рис.2 прилож. 7), деятельность же государства в настоящее время минимальна и фактически ограничивается регулированием цен на газ внутри России. Формированием годовых газовых балансов страны, проектами генеральных схем развития газовой отрасли, программами освоения углеводородных ресурсов, порядком доступа к газотранспортной системе занимается естественный монополист – Газпром. На него приходится почти 85% общероссийской добычи природного газа и практически 100% транспортировки, остальное – на компании, занимающиеся добычей нефти, и независимых производителей газа. В настоящий момент Газпром входит в пятерку самых капитализированных компаний мира с показателем в 250 млрд. дол. Концерн обладает доказанными запасами в 29 трлн.м³ газа – это самая большая величина среди всех нефтегазовых компаний в мире[30].

Основой для добычи природного газа в России служат уникальные месторождения-гиганты Западной Сибири — Медвежье, Уренгой, Ямбург и Заполярное. Надым-Пур-Тазовский район Западной Сибири останется базой для добычи природного газа и в дальнейшем, хотя первые три из вышеназванных месторождений уже вступили в стадию падающей добычи. Запасы этого региона были ориентированы на обеспечение газом потребителей в России и в Европе, в том числе в странах Европейского Союза (ЕС).

Рис.2.2 — Распределение начальных суммарных ресурсов газа в России

Источник: http://www.superbroker.ru – Газпром-риск оправдан-2.04.2007

В районах с развитой инфраструктурой сосредоточено около 51% разведанных запасов газа. Перспективное для Газпрома развитие газа связано, прежде всего, с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал, Надым-Пур-Тазовского района и шельфа арктических морей. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разведано свыше 2,7 трлн. м³ запасов газа, из которых разрабатывается только 7,4%.

Таблица 2.1 Выработанность крупнейших месторождений Газпрома

Месторождение	Выработанность
Уренгойское	56%
Заполярное	0,3%
Ямбургское	35,8%
Оренбургское	54,5%
Ямсовейское	14,5%
Выктульское	82,3%
Вынгапурское	74,7%
Юбилейное	18,4%

Источник: www.superbroker.ru – Газпром-риск оправдан-2.04.2007

 

Согласно практике оценки будущей стоимости добывающей нефтегазовой компании ее среднесрочное и долгосрочное развитие определяется объемом добычи и приростом запасов. Прирост запасов должен соответствовать добыче в годовом исчислении. Если с запасами у Газпрома вроде бы все в порядке, то в отношении добычи успехи газового монополиста выглядят более чем скромно. Концерн ежегодно увеличивает добычу на 0,5% в год, притом, что, к примеру, общероссийская добыча в РФ в 2006 г. Выросла на 2,4% в год и составила – 656,23 млрд.м³, из которых 550,48 млрд.м³ газа (83%) добыл Газпром (см. табл.3  прилож. 14)

Российский природный газ на мировом рынке представляет несомненную ценность для тех, кто вовлечен в газовый бизнес в Европе, СНГ, Северной Америке и АТР. Однако принципиальное значение для российской экономики имеет экспорт газа в страны Европы. Это определяется рядом объективных предпосылок. Основные из которых следующие:

• устойчивый опережающий рост доли газа в структуре энергопотребления в регионе, что не может не вызвать соответствующих темпов роста спроса на газ;
• снижение возможностей покрытия потребности в газе за счет собственных европейских источников добычи. Это приведет к росту зависимости Европы от внешних источников природного газа;
• расширение ЕС состоявшееся и планируемое;
• наличие необходимой инфраструктуры и возможность ее дальнейшего развития.

Как отмечал министр промышленности и энергетики РФ В.Б. Христенко: «Россия, являясь нетто-экспортером энергоресурсов, в долгосрочной перспективе заинтересована в рынках Евросоюза. Европейский Союз — нетто-импортер энергоресурсов с перспективой снижения доли их собственного производства, заинтересован в энергоустойчивых каналах долгосрочных поставок по справедливым ценам. В этом смысле экономики России и Евросоюза взаимозависимы. Можно считать это просто фактором риска и стараться его минимизировать, а можно постараться извлечь из такой взаимозависимости максимум выгоды. Тем более что наше сотрудничество в энергетической сфере неизбежно[31]».

В целом российский газ экспортируется в 25 европейских стран (из них 18 стран являются членами ЕС): Германию, Италию, Францию, Венгрию, Чехию, Словакию, Польшу, Австрию, Финляндию, Словению, Грецию, Нидерланды, Великобританию, Литву, Латвию, Эстонию, Турцию, Болгарию, Румынию, Югославию, Хорватию, Швейцарию, Боснию, Македонию, Молдавию, а также в три страны СНГ: Армению, Белоруссию и Украину.

Таким образом, Западная Европа является основным внешним рынком сбыта (см. табл. 2 прилож.12)

Начиная с 40-х гг. (когда было подписано первое соглашение о поставках— с Польшей) Россия планомерно увеличивает экспорт природного газа.

Надежность энергоснабжения уже несколько лет является одним из приоритетов политики ЕС. Причин для этого много: политическая нестабильность на Ближнем Востоке, угроза терроризма, рост цен на нефть наряду с резким подъемом энергопотребления в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Опережающий рост потребления газа сделал особенно актуальной проблему надежности поставок этого вида топлива. В 2000 г. Европейская комиссия выпустила документ под названием Зеленая книга «К европейской стратегии безопасности энергоснабжения», призванный стимулировать дискуссию. Эта публикация стала первой попыткой сформулировать на наднациональном уровне всеобъемлющий и согласованный подход к проблемам энергетической безопасности. Зеленая книга констатирует, что доля внешних источников в энергобалансе ЕС неизбежно будет расти, так что реальная задача заключается не столько в сокращении зависимости, сколько в снижении связанных с ней рисков – путем диверсификации и сокращения спроса[32].

Основными поставщиками газа в настоящее время являются Россия, Норвегия и Алжир. Истощение запасов в Северном море еще больше усилит зависимость от импорта: объем газа, импортируемого ЕС-30 (25 государств-членов плюс Норвегия, Швейцария, Болгария, Румыния и Турция), может вырасти с 200 млрд. м³ в 2001 г. до 650 млрд. м³ в 2030-м. Доля импорта за тот же период может увеличиться с 38% до примерно 70%, большая его часть будет поступать из России и Алжира.

Расширение ЕС повысило уровень зависимости от импорта энергоресурсов из России: в настоящее время ЕС-25 импортирует оттуда примерно 50% всего газа (до расширения – 41%). Планы по свертыванию ядерной энергетики в некоторых государствах – членах ЕС, таких, как Швеция и Германия, предусматривают частичную замену атомных электростанций газовыми. Что касается «новичков», ожидается, что после закрытия устаревших и загрязняющих окружающую среду угольных электростанций в Польше, Чехии, Эстонии и Болгарии зависимость этих стран от российского газа возрастет. Закрытие АЭС в Литве, Словакии и Болгарии (странах, которые в значительной степени полагаются на атомную энергетику при производстве электроэнергии) вызовет дополнительное повышение спроса на импортное голубое топливо.

В 2004 г. основными импортерами российского газа были Германия (39 млрд. м³), Италия (24 млрд. м³) и Франция (12 млрд. м³), на долю которых в совокупности приходится почти половина всего европейского импорта. Но их импортный портфель диверсифицирован: Германия получает из России примерно 39% всего газа, Италия – около 30%, а Франция – 26%. Страны Балтии и Словакия  практически полностью полагаются на российский газ; Австрия, Польша и Венгрия – более чем на 70%. Испания, Португалия, Бельгия, Дания, Ирландия, Швеция и Великобритания вообще пока не импортируют газ из России. Зеленая книга прогнозирует неизбежный рост зависимости от российского газа, ведь Россия обладает третьей частью всех мировых запасов. Тем не менее, важно подчеркнуть, что в ближайшем десятилетии доля российского газа (25%) в общем потреблении ЕС-25 вряд ли существенно изменится, поскольку по мере предполагаемого роста импорта будет расти и потребление. Так что опасения об усугубляющейся зависимости от российского газа явно преувеличены.

Российско-украинский газовый конфликт позволил Брюсселю вновь поднять этот вопрос. Однако каждое государство стремится сохранить за собой контроль в энергетической области. Кроме того, в соответствии с Директивой Европейского совета о мерах по обеспечению бесперебойных поставок газа (Директива 2004/67/EC) газовая безопасность остается в сфере компетенции национальных правительств, которые не намерены делиться полномочиями. Согласно упомянутому документу, каждое государство должно обеспечивать надлежащую защиту на случаи перебоев с поставками газа, крайне низких температур и исключительно высокого спроса на газ. Национальные правительства отвечают за принятие необходимых мер (например, создание газохранилищ). Ситуация в энергетической сфере наглядно иллюстрирует наличие двух конкурирующих подходов, которые существуют в Европейском сообществе с момента его основания: межправительственный (на уровне государств) и наднациональный (на уровне Сообщества). В результате расширения ЕС процесс выработки единой энергетической политики еще более осложнился.

ЕС нужны все возрастающие объемы природного газа, чтобы обеспечить потребности энергобезопасности на будущие годы. Для обеспечения надежных и безопасных поставок, Европе необходимо решить задачу создания дополнительной транспортной инфраструктуры.

На сегодняшний день сложилось четыре коридора транспортировки российского газа в Европу общей мощностью на выходе из России 196 млрд. м³ (см. табл. 1  прилож. 14.). Из них 20 млрд. приходится на самый северный, тупиковый газопровод Finland Connector (рынок сбыта ограничен Финляндией). Текущий объем поставок не превышает 5 млрд. м3. Самый южный коридор, идущий в Турцию по газопроводу «Голубой поток», изначально создавался для насыщения внутреннего турецкого рынка. Однако из-за резкого сокращения темпов роста спроса на газ в Турции решено было переориентировать его на транзит в Юго-Восточную и Южную Европу. Впрочем, на сегодняшний день «Голубой поток» еще не является транзитным газопроводом: все прокачиваемые по нему 8 млрд. м³ газа поглощаются турецким рынком.

Весь газ, идущий в Западную и Восточную Европу, поставляется по украинскому (Южному) и белорусскому (Северному) газотранспортным коридорам. Украинско-словацкая граница — пункт сдачи газа, приобретаемого VNG, WINGAS (СП Wintershall, Германия и «Газпрома»), SPP (Словакия) и Transgas (Чехия). Другую часть газа российская сторона поставляет транзитом в Баумгартен на словацко-австрийской границе, откуда он в дальнейшем распределяется между Австрией, Италией, Словенией и Францией. Третья часть экспортных объемов поставляется российской стороной транзитом через Словакию и Чехию в Вайдхаус на чешско-германской границе, откуда газ далее идет в Германию (Ruhrgas, BEB Erdgas, RWE/Thyssengas), Швейцарию и Францию.

Основу Северного коридора составляет газопровод Ямал — Европа, используемый для транспортировки газа до германо-польской границы в район Франкфурта-на-Одере. Оттуда газ расходится потребителям Германии (WINGAS) и Нидерландов.

Через Украину проходит 71% российского газового экспорта в Европу (113,8 млрд. м³ в 2006 г.), еще около 20% — через Белоруссию, по газопроводу Ямал — Европа и сетям ОАО «Белтрансгаз» (см. табл. 2 прилож.14), 8% напрямую поставляются в Финляндию и Турцию. Отношения с обеими странами-транзитерами у России достаточно сложные. Помимо нашумевших кризисов, вызванных повышением цен на российский газ, постоянно дают о себе знать и глубокие политические противоречия. И в Киеве, и в Минске национальную газотранспортную систему рассматривают чуть ли не как один из атрибутов государственного суверенитета (в России, впрочем, отношение к своим трубопроводам схожее). Причем если Белоруссия в 2007 г. все-таки пошла на существенные уступки, то Украина от этого решительно открещивается. Между тем совершенно естественно то недоверие, которое Россия испытывает к транзиту газа через эти страны. Достаточно вспомнить незаконный отбор российского газа на Украине в январе 2006 г. Помимо прямых коммерческих потерь это нанесло ущерб и десятилетиями складывавшемуся образу России как надежного поставщика газа. Именно после газового кризиса на Украине Европу захлестнула очередная волна антироссийских настроений[33].

В 1990-х — начале 2000-х гг. Россия пыталась обезопасить свои поставки за счет строительства газопровода Ямал — Европа: Газпром является 100-процентным собственником его белорусского участка и владеет 48% акций в операторе польского участка EuRoPol GAZ. Однако нестабильность политики Минска и нарастающая напряженность в отношениях со странами Восточной Европы заставляет сегодня Россию отказаться от концепции создания подконтрольных газопроводов через традиционные страны-транзитеры. В частности, Газпром уже заморозил строительство второй ветки газопровода Ямал — Европа. Единственным источником надежных поставок теперь видится создание газопроводов в обход традиционных маршрутов.

Первым опытом на этом пути стало строительство подводного газопровода «Голубой поток», связавшего напрямую Россию с Турцией (ранее газ поставлялся в эту страну лишь через Украину, Молдавию, Румынию и Болгарию). Газопровод мощностью 16 млрд. м³ был сдан в эксплуатацию в конце 2002 г. Логичным продолжением «Голубого потока» может стать Южно-Европейский газопровод (ЮЕГ), который, как предполагается, пройдет через страны Балканского полуострова до Австрии и северной Италии. В работе над проектом строительства ЮЕГ Газпром тесно сотрудничало со странами ЕС. Большую заинтересованность в осуществлении проекта Германия, Великобритания и другие страны ЕС. Кроме того, крупнейшие  международные энергетические компании, такие как Ruhrgas, Wintershell, Shell, Hydro, TotalFinaElf и другие заявили о желании принять участие в строительстве газопровода. Создание ЮЕГ нацелено на уменьшение зависимости России от транзита газа через Украину.

Создание новых газотранспортных путей требует крупных финансовых вложений. Только строительство Nord Stream обойдется не менее чем в 10,5 млрд. долл., ЮЕГ и расширение «Голубого потока» — еще более 10 млрд. Реализация столь масштабных проектов возможна лишь при кооперации Газпрома с крупнейшими европейскими энергетическими компаниями — немецкими BASF и E.ON, венгерской MOL, австрийской OMV. Основные средства будут браться из внешних, прежде всего банковских заимствований и это не скажется на текущем финансовом состоянии компаний, включая Газпром. В частности, Nord Stream лишь на 30% будет инвестироваться из собственных средств участников.

Открытие новых газотранспортных коридоров в Европу необходимо независимо от степени надежности традиционных транзитных стран. По прогнозу Института проблем естественных монополий, спрос на газ в европейских странах и далее будет расти на 3—3,5% в год. Всего к 2020г. «Газпром» может увеличить экспорт газа в Европу с сегодняшних 160,3 до 200 и даже баснословных 250 млрд. м³ в зависимости от конкретных макроэкономических условий (на сегодняшний день Газпром продлил только часть долгосрочных контрактов с европейскими потребителями).

Реальный эффект от введения в эксплуатацию «Северного» и «Голубого» потоков будет иметь долгосрочный характер, даже если в 2010-е гг. не будут реализованы другие крупные трубопроводные проекты. Два газопровода дадут дополнительные мощности объемом 64,5 млрд. м³, что в сумме с существующими экспортными возможностями составит более 260 млрд. м³. Такая пропускная способность способна с профицитом удовлетворить даже максимальный уровень поставок российского газа на европейском направлении, не прибегая при этом к увеличению транзитных мощностей.

Вместе с тем, реальный объем российского экспорта в Европу в 2020 г. будет ближе к 200 млрд. м³, поскольку уже в начале 2010-х гг. Россия столкнется с ожесточенной конкуренцией за европейский рынок со стороны Ирана. Впоследствии к нему могут присоединиться также Азербайджан, Казахстан и Туркмения. Кроме того, постепенно в Европу будет увеличиваться экспорт сжиженного газа Катара, Ирана, Алжира, Египта и других мировых производителей СПГ. Россия также будет развивать собственное производство сжиженного газа, в т. ч. на балтийском побережье. Однако поставки российского СПГ будут ориентироваться на Северную Америку и Азию. В Европу же России и в отдаленной перспективе будет выгоднее поставлять трубопроводный газ.

При рассмотрении проблемных вопросов экспорта природного газа России на европейский рынок, необходимо отметить значение Договора Европейской энергетической хартии (ДЭХ).

Договор подписали 52 государства, а 46 государств завершили процедуры ратификации. Россия до настоящего времени не ратифицировала договор. Сочетание проходящих сейчас процессов либерализации европейского газового рынка с предлагаемой России ратификацией ДЭХ в условиях сложной для экспортеров рыночной конъюнктуры, которая, по оценкам экспертов, сохранится, как минимум до середины начавшегося десятилетия, безусловно, станет благоприятной основой для наступления на позиции российского газа в Европе. При этом, в случае ратификации Россией ДЭХ в той редакции, которая находится в настоящее время на рассмотрении в парламенте РФ, газовая промышленность страны может столкнуться со следующими последствиями:

1. Ратификация Договора к Европейской Энергетической Хартии приведет к тому, что в соответствии с пунктом 3 статьи 7 Россия будет юридически обязана предоставлять компаниям других государств равные с Газпром права на транспортировку принадлежащего им газа по российской территории. Это создаст, в частности, благоприятные условия для поставок в страны Европы газа из третьих стран, что в условиях либерализации рынка и уже имеющееся превышения предложения над спросом, в свою очередь, приведет к существенному ухудшению рыночной конъюнктуры, дальнейшему обострению конкуренции, снижению цен и, соответственно, уменьшению экспортной выручки.
2. Предусмотренная этой же статьей процедура решения споров по вопросам, связанным с транзитом, противоречит процедуре, прописанной в экспортных контрактах Газпром, в том числе заключенных на основе межправительственных соглашений. Это создает возможность для принятия назначенным в соответствии с указанной статьей мировым посредником необъективных решений, которые могут привести к крупному экономическому ущербу для российской стороны.
3. Обеспечив в соответствии с Договором свободный транзит газа по территории России, Газпром не сможет получать доходы от транзита в тех же размерах, что и европейские страны, в силу значительно более низких (в 2,5 — 3,0 раза) тарифов на перекачку газа в РФ. То есть, Газпром, в соответствии с положениями ДЭХ, обязан будет предоставить равноправный доступ к российской газотранспортной системе газа третьих лиц по внутренним тарифным ставкам.
4. Ратификация Россией ДЭХ создаст более благоприятные условия для выхода газа третьих стран на европейский рынок.

В настоящее время, в условиях перенасыщенности рынка товаром, покупатели предпочитают отбирать по ранее заключенным долгосрочным соглашениям объемы газа на уровне минимальных контрактных обязательств, а недостающие объемы закупать на спотовом рынке по более низким ценам. В связи с этим необходимо принять во внимание, что в среднесрочной перспективе потребности западноевропейских стран в природном газе в целом покрыты уже подписанными соглашениями, причем в стадии наращивания поставок находятся не только некоторые контракты Газпром, но и ряд контрактов па экспорт газа из Норвегии и Алжира. Эти страны также вложили довольно крупные инвестиции в развитие своей газодобычи и экспортной инфраструктуры.

Поэтому дополнительный товар, в частности, поступающий из государств Центральной Азии, может быть продан лишь при условии заметного снижения цены. А это на условиях либерализованного рынка, в свою очередь, создаст предпосылки для требований со стороны покупателей соответствующего понижения цен на газ, поставляемый другими экспортерами, в том числе Газпром.

Кроме того, поступление в Европу более дешевого центрально-азиатского газа, транспортируемого по территории России приведет к 20-30% снижению среднеевропейских цен, поставит вопрос о не конкурентоспособности поставок российского природного газа с новых месторождений и, следовательно, Газпром впервые может встать перед фактом невозможности выполнения своих контрактных обязательств.

5. Положения ДЭХ в значительной степени ориентированы на предоставление преимуществ потребителям газа перед производителями. В то же время объективные обстоятельства (ухудшение геологических, географических, экологических условий производства газа) должны привести к повышению средней стоимости газа. Если цены на газ будут формироваться в условиях конкуренции с другими энергоносителями на рыночной основе баланса спроса и предложения, это может привести к невозможности реализации новых крупных дорогостоящих проектов освоения месторождений. Следствием будет сокращение поставок газа на европейский рынок, уменьшение доли газа в топливных балансах стран Европы, установление нового равновесия с другим уровнем цен.

Россия как крупнейший экспортер природного газа заинтересована в безопасности и надежности транзита. Чрезмерная либерализация рынка, развитие вторичного рынка свободных мощностей может негативно отразиться на возможности России выполнять свои обязательства по экспортным газовым контрактам. Для обеспечения выполнения долгосрочных контрактов должен быть признан принцип приоритета существуюшего транзита, первоочередное предоставление транзитных мощностей в случае их дефицита продлеваемым контрактам. В противном случае транзитные мощности на территории Центральной Европы, построенные для поставок российского природного газа, могут оказаться недоступными для России.

Несмотря па наличие негативных последствий ратификации Россией ДЭХ, существуют и положительные стороны этого процесса.

Во-первых, ратификация ДЭХ позволит России подключиться к интеграционным процессам в Европе, в том числе в финансовую и торговую систему Запада. Участие России в организации, например, единого европейского рынка энергоносителей позволит повысить эффективность работы трубопроводных сетей, создать единую нефтетранспортную и газотранспортную системы в масштабах всего Европейского континента.

Во-вторых, ДЭХ обеспечивает защиту преференциального режима, упорядочение правил транзита, установление процедуры урегулирования спорных вопросов, обеспечение экономической и энергетической интеграции стран СНГ, содействие повышению международного престижа России как энергетической державы.

В-третьих, ратификация ДЭХ окажет стабилизирующее влияние на инвестиционный климат России и будет содействовать структурной перестройке се топливно-энергетического комплекса, обеспечивать конкурентоспособность российского экспорта товаров, в первую очередь товаров высокой степени переработки.

Следует отметить, что ЕС не навязывает России ратификацию ДЭХ и не стремится разрушить систему долгосрочных контрактов Газпрома. Она важна для обеспечения стран ЕС газом, и либерализация не должна привести к созданию помех для практики таких контрактов[34].

На основании анализа положительных и негативных последствий ратификации Россией ДЭХ можно подвести итог.

Ратификация ДЭХ могла бы укрепить положение России как крупнейшей энергетической державы и усилить ее политические позиции в решении «большой восьмеркой» энергетических проблем Европы и мира. Однако при рассмотрении вопроса о целесообразности ратификации ДЭХ Россия должна учесть ряд обстоятельств. Используя положения ДЭХ, Россия могла бы усилить свои позиции в борьбе за беспрепятственный и добросовестный транзит природного газа через территории сопредельных государств, добиваясь безусловных гарантий свободы транзита, недопустимости несанкционированного отбора газа, минимальных тарифов за транзит. В то же время предоставление транзиту газа через территорию России режима, не менее благоприятного, чем для экспорта российского газа или для внутренней транспортировки, в настоящее время невыполнимо по чисто экономическим причинам. Тарифы на транспорт газа и внутренние цены на газ являются предметом государственного регулирования и установлены в настоящее время на очень низком уровне. Предоставление на таких же условиях транспортных мощностей соседним государствам для транзита газа в Европу даст им преимущества, которые позволили бы им потеснить Россию на европейском рынке.

 

Стратегия России по выходу на рынок АТР

Россия, несмотря на соседство с ведущими странами АТР, долгое время не уделяла должного внимания этому перспективному рынку. В настоящий момент Страны АТР развиваются самыми высокими темпами. Регион АТР демонстрировал стабильно высокие темпы экономического pocта, что дало политологам и экономистам основание назвать XXI век «веком АТР». На долю крупнейшей организации, объединяющей страны региона – Азиатско-Тихоокеанского Экономического Союза (ATЭC) — приходится сейчас около 60% мирового ВВП, 50% мировой торговли, 40% населения. В начале 90-хх годов прошлого века бурный экономический рост в азиатском регионе способствовал экономическому подъему во всем мире. В то же время резкий обвал на рынках Азии в 1997 г. стал причиной одного из самых серьезных мировых экономических кризисов. Он убедительно показал,  насколько прочно и масштабно АТР интегрирован в мировую хозяйственную систему.[35]

В долгосрочной перспективе темпы роста в экономике и энергопотреблении в азиатском регионе станут мощным стимулом развития всей мировой экономики.

Несмотря на прокатившийся по Азиатскому региону в 1997— 1998 гг. финансовый и экономический кризис, оказавший значительное воздействие на мировую экономику и целом и энергетический сектор как важную ее составляющую, сегодня экономика региона восстанавливается стабильными темпами.

Россия объективно имеет все шансы стать лидером формирования евроазиатского экономического пространства, используя своё стратегическое конкурентное преимущество — огромные запасы природного газа в качестве инструмента проведения своей геополитики о регионе АТР.

Здесь представляется особенно важным подчеркнуть тот факт, что в странах АТР энергопотребление растет самыми высокими темпами в мире. В то же время особенный ресурсный потенциал данного региона незначителен и зависимость от импорта энергоносителей будет расти высокими темпами.

Анализ развития мировой экономики за последнюю четверть века и прогнозы на первою половину XXI в. показывают, что в ближайшие десятилетия наибольший рост мирового потребления энергетических ресурсов будет происходить за счет poста потребления энергии в странах Восточной и Юго-Восточной Азии (Китай, Япония, Корея и др.).

На фоне стремительного промышленного развития этих стран региональный спрос на газ будет увеличиваться под воздействием как экономических, так и технологических, демографических и экологических факторов. Устойчивое удов­летворение все возрастающих энергетических потребностей быстрорастущих азиатских экономик возможно лишь в случае, если традиционные потоки энергии из стран Ближнего Востока, Индонезии, Мексики, Австралии пополнятся ресурсами Средней Азии (Казахстан, Туркмения, Узбекистан) и России.

Целевым рынком в отношении поставок экспортных ресурсов среди стран АТР для России являются страны Северо-Восточной Азии (Япония, Южная Корея и Китай), в которых соображения энергетической безопасности, значительный рост потребления природного газа, а также усиление зависимости oт поставок энергоресурсов из-за пределов азиатского региона и, в частности, Ближнего Востока, стимулируют поиск новых источников импорта.

Таким образом, разделяя текущее положение на рынке и долгосрочные перспективы его развития, Азиатский регион, по всей видимости, будет играть ключевую роль в мировом экономическом подъеме в начале XXI века. И присутствие России в этом регионе было бы желательным не только по экономическим, но и по геополитическим соображениям.

Большая часть территории России находится к Азии и, по сути. Россия является крупным фактором развития этого региона. В силу своего oсобого геополитического, евразийского положения Россия объективно может выступать в качестве моста, связывающего европейские государства и страны ATP, и эту возможность необходимо использовать максимально эффективно. Инструментом проведения подобной политики может стать становление нового для России экспортного направления газовой отрасли — АТР.

Стратегическая значимость для России расширения своих позиций на энергетических рынках стран АТР с течением времени становится все более очевидной не только на основании внутренних предпосылок (близость крупной и не до конца разведанной ресурсной базы нефти и газа Восточной Сибири и Дальнего Востока к АТР), но и вследствие складывающейся конъюнктуры на традиционном европейском направлении экспорта. В условиях расширения ЕС на Восток и усиления конкуренции на ранках Центральной и Восточной Европы рынок стран АТР может стать основой диверсификации экспортных потоков российского газа и yхода от зависимости от европейского рынка, что также усилит геополитическое положение России в мире.

Развитие научно-технического процесса в части транспортировки газа на сверхдальние расстояния и нарастающие процессы глобализации, интеграции и либерализации приведут  к постепенному объединению ряда региональных газовых рынков, особенно на Евразийском континенте, где в перспективе может сформироваться крупнейший в мире рынок сетевого природного газа, объединенный с Россией. У России, располагающей самыми значительными запасами газа в мире, есть все шансы стать лидером этого формирующегося рынка.

Перспективность энергетического рынка стран ATP также определяется ростом не обеспеченного ресурсами энергопотребления в странах, граничащих с Россией (Китай, Япония) или территориально близких к ней (Южная Корея, Индия).

Наиболее быстроразвивающимися регионам Азии за последние десятилетия являются Китай и страны Южной и Юго-Восточной Азии (ЮВА).

Многочисленные российские и иностранные исследователи сходятся во мнении, что удельный вес Азии в общем потреблении энергии в мире увеличится к 2010 г. до 26% (17% в настоящее время). При этом на долю Китая, Японии, Индии и Южной Кореи придется около 75% общего спроса на энергию стран Азии. Также происходят структурные изменения в энергобалансах стран региона. Удельный вес природного газа в потреблении энергии постоянно растет и ожидается, что к 2010 г. Он составит 11% по сравнению с 4,5% в 1980 г.[36]

Согласно долгосрочным прогнозам, спрос на природный газ в целом по АТР будет возрастать в среднем на 7,5 %в гад в период до 2010 г.

В соответствии с прогнозами Азиатско-Тихоокеанского центра исследований в области энергетики (АРЕRС) стабильное увеличение показателя чистого импорта газа ожидается в peгионе Северо-Восточной Азии и, в частности, Японии и Южной Корее как в основных импортерах в данном регионе, не имеющих внутренней добычи газа. Спрос на газ в регионе Северо-Восточной Азии в период до 2010 г. возрастет в 2 раза (темпы роста -5,2- 6,2% в год)[37].

Для проведения дальнейшего анализа следует отметить ряд специфических характеристик азиатского рынка газа:

• в отличие от Северной Америки и Западной Европы, большая часть потребляемых объемов природного газа в Азии приходится на СПГ. В 2005г. Доля АТР в мировом спросе на СПГ составила 65%. (см. прилож. 5). Это обусловлено неразвитостью трубопроводной инфраструктуры в регионе;
• запасы природного газа расположены в отдалении от рынков потребления;
• основная доля потребления газа в АТР приходится на промышленность и электроэнергетический сектор. Потребление газа в коммерческо-бытовом секторе незначительно, в основном, по причине теплого климата в регионе. Тем не менее, с учетом ряда факторов (экономичность газа, соображения энергобезопасности и пр.) многие страны АТР планируют расширение использование природного газа в данном секторе.

Исходя из всего вышеизложенного есть все основания утверждать, что в XXI веке Азиатский регион станет крупнейшим потребителем природного газа. Здесь возникают новые «полюсы» или «центры» экономического развития (Китай, страны Юго-Восточной и Северо-Восточной Азии), притягивающие энергоресурсы как из сопредельных, так и весьма отдаленных территорий, поскольку собственные запасы в регионе относительно невелики. По этой причине восточное (или азиатско-тихоокеанское) направление в системе приоритетов долгосрочной энергетической политики России должно занимать особое место. Это обусловлено тем, что в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке России сосредоточена значительная часть ее топливно-энергетических ресурсов.

Страны АТР играют доминирующую роль в международной торговле СПГ. Крупнейшими потребителями СПГ являются страны Северо-Восточной Азии: Япония, Южная Корея и Тайвань. Япония — крупнейший в мире импортер СПГ. Новыми и перспективными рынками для СПГ являются рынки Китая и Индии. В северо-восточной части АТР лидирующее положение в потреблении газа в настоящее время занимает Япония (70 млрд. м³ в год), что составляет порядка 60% всей международной торговли СПГ. Кроме нее в этом регионе формируются еще два локальных рынка СПГ: Южная Корея, имеющая контракты на 11 млрд. м³/год СПГ и Тайвань (контракты на 9 млрд. м³)[38]

По имеющимся прогнозным оценкам, потребность в природном газе Японии, Южной Кореи и Китая составит к 2010 г. более 180 млрд. м³. Для частичного обеспечения прироста этой потребности Япония и Южная Корея заключили долгосрочные контракты со странами — экспортерами природного газа. Но, как и по нефти, образуется существенный дефицит, который к 2010 г. достигнет 40—50 млрд. м³, в т.ч. в объеме 25-30 млрд. м³ для Южной Кореи и Китая.

Недостаточнее развитие газотранспортной инфраструктуры и, в частности,  трубопроводной сети, предопределило доминирующее развитие предопределило доминирующее развитие в Азиатском регионе торговли СПГ. Располагая относительно скромной ресурсной базой в 9,1 трлн. м³ или 6,4% от мировых запасов природного газа, страны АТР играют главную роль в международной торговле СПГ[39].

Выбор региона Северо-Восточной Азии как основного потребителя российских энергоресурсов продиктован следующими факторами:

• недостаток собственных природных ресурсов в странах Северо-Восточной Азии, интерес которых   к   долгосрочному инвестиционному сотрудничеству с Сибирью и Дальним Востоком может быть подкреплен имеющимися у них крупными валютными резервами;
• высокие темны рост в регионе, открывающие дополнительные возможности только для расширения экспортных поставок из Сибири и Дальнего Востока, но и для подключения Сибири и Дальнего Востока к крупномасштабной программе развития энергетики в Китае;
• наличие у России определенной транспортной, правовой и институциональной структуры сотрудничества с Японией, Китаем и Республикой Корея.

Стратегическим партнером как для всей России, так и для Дальнего Востока и Сибири среди стран СВА может стать Китай, мировая роль которого будет повышаться по мере его экономического роста. Китай — оптимальный партер для Дальнего Востока по многим показателям:

• географическое соседство и наличие у Китая инфраструктуры для быстрого
  развертывания торгово-экономических отношений с Дальним Востоком;
• значительный объем валютных резервов у Китая в сопоставлении с потребностями Дальнего Востока России в инвестиционном капитале;
• близость Китая по уровню развития производительных сил к уровню технико-технологического развития производительной базы на Дальнем Востоке;
• взаимодополняемость экономик России и Китая.

Таким образом, экономическую интеграцию России в ATP можно начать осуществлять через сотрудничество с Китаем.

В ходе состоявшегося в марте 2006 г. визита президента В.В.Путина в Китайскую На­родную Республику был подписан ряд исключительно важных и масштабных соглаше­ний по экспорту в эту страну российских нефти и газа, а также по организации совме­стных с китайскими партнерами работ в этой сфере на территории нашей страны. Эти соглашения вызвали огромный резонанс и привлекли внимание мировой общественно­сти к уже давно обсуждаемому вопросу: как быстрее и эффективнее использовать ог­ромные природные (не только нефтегазовые) богатства российских Сибири и Дальнего Востока? Причем с большой выгодой и во благо не только нашего государства, но так­же бурно развивающихся стран Юго-Восточной Азии.

Сейчас правительство и ряд исследовательских   институтов разрабатывают еще один важный документ — Программу создания в Восточной Сибири и на Даль­нем Востоке единой системы до­бычи, транспортировки и газо­снабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихооке­анского региона (Про­грамма газоснабжения ВСДВ и АТР).  В  соответствии  с  этой Программой, добыча газа в ре­гионе Восточная Сибирь — Даль­ний Восток будет развиваться на базе   освоения   Ковыктинского газоконденсатного   месторожде­ния в Иркутской области, Чаян-динского нефтегазового конденсатного  месторождения   в   Рес­публике Саха (Якутия), место­рождений углеводородов в Крас­ноярском крае, а также шельфовых месторождений на острове Сахалин.   Разведанные   запасы обеспечивают   возможность  до­бычи в регионе 60 млрд. м³ газа в год в 2010 г.,  134 млрд. м³  —  в  2015  г.,   168  млрд. м³ — в 2020  г. и 207 млрд.  м³ — в 2030г.[40].

До недавнего времени газ использовался в Китае в основном как  сырье для химии. Только на рубеже столетий обозначились перспективы расширения его использования, в том числе для получения электричества. Сейчас доля газа в топливно-энергетическом балансе – 3%, но в ближайшие пять лет этот показатель предполагается увеличить вдвое, что тоже признаётся крайне недостаточным[41].

В отличие от электроэнергетики, в газовой сфере у России существует значительный экспортный потенциал в данном направлении. Это более разумно и с экономической точки зрения – трубопроводные поставки газа всегда были более эффективны, чем дальние поставки электроэнергии. Однако в восточном направлении именно в газовой сфере ситуация наиболее плачевная.

Несмотря на широкие перспективы сотрудничества двух стран в энергетической сфере, при осуществлении конкретных проектов сотрудничества стороны столкнулись с рядом проблем. Китайские переговорщики стремились столкнуть в конкуренции интересы основных экспортно-ориентированных проектов — иркутского и якутского. Этот тривиальный на обычном рынке приём в ситуации необходимости огромных инвестиций попросту вызвал подозрения в серьезности намерений покупателя и привел к консолидации позиций продавцов путем государственного введения единого экспортного канала.

Не способствовало успеху газового экспорта также нежелание Китая давать четкие гарантии оплаты. Речь идет не только об установлении формулы цены в долгосрочных контрактах, но и о нежелании участвовать капиталами в этом проекте. Китай идет на достаточно серьезные гарантии в части приобретения нефти (предоставление кредита в счет будущих поставок). Но ведь такой же механизм может обсуждаться и по газу, т.е. Китай может кредитовать проект и тем самым связать свои обязательства предоставленными финансовыми ресурсами.

Китаю для сотрудничества с Россией необходимо принять ее прагматическую установку на коммерческую эффективность поставок и найти механизм определения справедливой цены на газ. По мнению российской стороны, это – цена регазифицированного СПГ, доставленного вглубь страны, либо цена межтопливной конкуренции газа с углем на электростанциях в Китае. И в том, и в другом случае речь идет о стоимости, в несколько раз превышающей предложенную Китаем.

В рамках «Программы» Россия оценивает, что поставки газа в Китай могут начаться не ранее 2010-2015 гг. Пока между «Газпромом» и  китайской компанией CNPC достигнута только принципиальная договоренность, не оговаривающая точные объемы, маршруты и формулу цены на поставки российского газа в Китай.

Однако сейчас речь уже может идти не только о потенциально близком во времени проекте поставок газа из Ковыкты или Якутии в Китай, но и о более отдаленном, но гораздо более масштабном проекте освоения Ямала. Очевидно, что лет через 15-20 многие из существующих запасов газа уже будут истощены, цена его заметно возрастет и освоение запасов Ямала станет экономически весьма привлекательным. Трубопровод с Ямала через Алтай, соединившись с системой «Запад-Восток», мог бы на долгие годы обеспечить Китай газом, необходимым ему для роста экономики. По этой трассе можно было бы экспортировать 50 и более млрд. м³ в год в течение 30-ти лет. По сути, это позволило бы КНР выйти из той энергетической ловушки, в которой он сейчас оказался.

Если Китай пойдет на широкомасштабное сотрудничество с Россией, его энергобаланс может выглядеть так: собственный уголь, обеспечивающий 50% энергопотребления, нефть на 40% собственного производства (остальные 60% распределены между странами Персидского залива, Россией и странами Юго-Восточной Азии) и природный газ, аналогично нефти на 40% обеспеченный собственной добычей, а в остальном диверсифицированный между импортом СПГ в прибрежные районы и сетевым газом в центре страны. Если СПГ, судя по всему, будет импортироваться из Индонезии, Малайзии, Австралии и Ближнего Востока, то трубопроводный газ может идти как из России (на данный момент – наиболее близкий и экономически привлекательный проект), так и из стран Центральной Азии. Возможны также поставки газа из Персидского залива (продление газопровода Иран-Пакистан-Индия).

Россия не заинтересована в значительном наращивании экспорта и в конкуренции с этими странами. Гораздо привлекательнее создать единую сеть, связывающую евразийских производителей и потребителей и позволяющую существенно экономить за счет оптимизации потоков газа. В результате и Китай, и Россия смогут выйти на реализацию тех положений, что записаны в Энергетической стратегии России: максимальная диверсификация источников энергии и направлений их поставок (в том числе, между внешним и внутренним рынками), гибкость поставок и их коммерческая эффективность[42].

Однако китайское руководство стремится обеспечить свой рынок максимальным количеством поставщиков, при этом объемы поставок формируются с огромным запасом. Помимо активно развивающегося импорта СПГ, в 2006 г. Китай договорился также о поставках трубопроводного газа, причем сразу с четырьмя крупными производителями – Россией, Туркменией, Казахстаном и Мьянмой. Поставки из Мьянмы будут ориентированы на южный Китай. Трубопроводный газ из России, Казахстана и Туркмении географически может занять рынки северо-западных, северных, отчасти центральных, а также северо-восточных провинций страны.

Поэтому, прежде чем принимать решение о целесообразности строительства газопровода, который позволит поставлять российский газ в транскитайский газопровод «Запад-Восток» (длина 4 тыс. км, проложен для перекачки газа из месторождений в Таримской впадине до Шанхая), необходимо провести серьезную экономическую оценку рентабельности перекачки газа через всю территорию Китая: для России строить газопровод в Китай мощностью менее 30 млрд. м³ невыгодно. Однако чтобы найти потребителя такого объема газа, России еще придется выдержать серьезную конкуренцию со стороны Казахстана и Туркмении[43].

Между тем, экспорт газа в Китай чреват и другими существенными рисками. Объем планируемого экспорта российского газа примерно в 2,5-3 раза превышает потребность в нем китайской экономики. Кроме того, невозможно предусмотреть изменения политики Китая в вопросе определения цены на газ, следовательно, отсутствуют четкие гарантии окупаемости строительства экспортных газопроводов в Китай.

Китай важен для России не только как потенциальный потребитель газа с новых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока. Экспорт российского газа в эту страну послужит подтверждением статуса России как энергетического лидера Евразии, обеспечит дополнительные поступления в госбюджет и позволит сохранить контроль над направлениями экспорта туркменского и казахстанского газа. Кроме того, он окажет психологическое давление на европейский потребителей и может способствовать улучшению российско-китайских отношений.

Япония и Южная Корея, безусловно, желательные для России, но на первом этапе не оптимальные партнеры из-за их чрезмерной ориентации на США во внешнеэкономических связях и сильных взаимных противоречий политического характера.

Крупномасштабные российские проекты по поставкам природного газа в Северо-Восточную Азию могут в значительной степени решить проблемы как экономического развития районов Дальнего Востока и Сибири, так и привлечения иностранных инвестиций из стран Северо-Восточной Азии — Китай, Япония, Республика Корея, заинтересованных в получении энергоносителей из России. Реализация крупномасштабных проектов по развитию инфраструктуры на Дальнем Востоке и в Сибири позволит России в кратчайшие сроки подключиться к процессам экономической интеграции в АТР.

 

Перспективы укрепления позиций России на мировом рынке природного газа

ЕС на сегодняшний день является одним аз основных экономических и политических партнеров России.

Россия устойчиво занимает первое место в перечне крупнейших внешних поставщиков в страны ЕС газового топлива и нефтяного сырья (около 20% от совокупного объема импорта в страны ЕС).

Согласно сведениям приложения 12 отмечено наибольшее значение природного газа России для следующих стран-членов ЕС: Турция (80,5%),Польша (62,7%), Венгрия (77%), Австрия (78,3%), Чехия (75,2%), Германия (40,3%), Италия (32,9%), Франция (31,8%). При этом для трех стран ЕС за счет экспортных поставок природного газа  России удовлетворяется 100% их потребностей, это — Финляндия, Болгария, Словакия и Литва.

Невозможно представить, чтобы Европейский Союз или Россия оказались в односторонней зависимости от своего партнера. Существует взаимная зависимость между ЕС и Россией, которая, скорее всего, сохранится в течение следующих десятилетий.

Однако энергетическая взаимозависимость Европы и России имеет под собой множество подводных камней, главным из которых является истощаемость месторождений. Поэтому сегодня немалые потоки инвестиций идут на разработку новых месторождений и усовершенствование добывающей промышленности в РФ, как с одной, так и с другой стороны.

Однако здесь есть и еще одна проблема — это ненадежность России как поставщика. Экспорт российских ресурсов ведется через страны СНГ и Восточной Европы, которые, несмотря на то, что получают российские ресурсы за трансфер по льготным ценам, периодически задерживают экспортные потоки, распределяя их частично на свои нужды. Примером подобного может быть ситуация на Украине, произошедшая в конце 2005 -начале 2006 г., когда на территории соседа был удержан российский газ, направляемый в Германию. Украину обвинили в воровстве, а в качестве наказания были пересмотрены цены на поставки российского газа[44].

Поэтому в интересах обеих сторон в долгосрочной перспективе переход от взаимной зависимости к взаимной диверсификации. Учитывая, что Россия вряд ли сможет удовлетворить весь дополнительный спрос на природный газ в ЕС, ЕС придется использовать иные источники поставок природного газа. С другой стороны, Россия не может в долгосрочной перспективе полагаться исключительно на один экспортный рынок природного газа, и будет стремиться диверсифицировать свой экспорт в целях поставки значительных объемов природного газа в другие регионы. И для ЕС, и для российской стороны это вопрос не только экономической, но и энергетической безопасности.

Такая взаимная диверсификация с обеих сторон может быть использована для активизации сотрудничества а области энергетики между ЕС и Россией: компании ЕС могли бы участвовать в проектах поставок энергоресурсов на новые рынки, совместные предприятия могли бы предоставить технические решения, позволяющие снизить затраты на реализацию проектов, или уменьшить воздействие на окружающую среду. В этом отношении цели энергетической безопасности и взаимной диверсификации вполне совместимы.

Учитывая это, а также современное состояние и тенденции развития европейского рынка природного газа, считаю возможным обозначить следующие направления взаимного сотрудничества европейских стран и России.

Правовое обеспечение надежности долгосрочных поставок. Данное направление чрезвычайно важно для обеих сторон, поскольку в отличие от нефтяного рынка, который является глобальным и в значительной степени, свободным, функционирование газового рынка сопряжено с ограничениями и более высокими рисками, обусловленными спецификой добычи, транспортировки, реализации и потребления природного газа.

Перечисленные и другие особенности рынка природного газа обуславливают тот факт, что все внешние импортеры поставляют газ в Европу на основе долгосрочных контрактов с условиями, обязывающим покупателя принять товар или выплатить неустойку, с тем, чтобы разделить риск между продавцом и покупателем и гарантировано обеспечить поставку в необходимых объемах. В условиях формирования единого европейского рынка газа, появлении новой нормативной базы и существующих правил конкуренции, очевидно, потребуется корректировка существующих контрактных положений и механизмов. Например, с точки зрения ЕС условия контрактов должны соответствовать положениям законодательства ЕС. От того насколько с этим согласиться Россия будут зависеть их партнерские отношения. Но они также будут зависеть и от соблюдения торговых правил ВТО обеими сторонами.

В настоящее время инвестиционный потенциал российских компаний невелик в связи с ограниченностью собственных финансовых ресурсов и гораздо более дорогим доступом к финансированию. Предпосылкой привлечения инвестиций могло бы стать завершение создания соответствующей российской нормативно-правовой базы. Предполагается, что Европейский инвестиционный банк сможет начать работу в России, если Россия возьмет на себя обязательства по защите инвестиций.

Сотрудничество в целях содействия в реконструкции устаревшего оборудования и инфраструктуры, а также внедрения наиболее современных западных технологий в соответствующих секторах также должно рассматриваться как сфера передачи технологий, представляющая взаимный интерес. Программа сотрудничества в данной сфере стала бы стратегически важной для обеих сторон, поскольку России и ЕС в равной степени важно иметь ясное представление о безопасности системы транспортировки углеводородного сырья и сотрудничать в ее оценке в целях привлечения инвестиций, необходимых для ее модернизации и технического обслуживания.

Растущие потребности ЕС в природном газе требуют разработки новых, отвечающих взаимным интересам стратегических проектов, связанных с созданием мощностей по производству и транспортировке энергоресурсов в России и с обеспечением дискриминационного доступа к их транзиту.

В целях обеспечения надежности поставок природного газа из России в ЕС необходимо обсуждение механизмов сотрудничества в формировании транспортных маршрутов и решении представляющих общий интерес проблем транзита с привлечением всех заинтересованных сторон (государств, компаний, международных финансовых институтов, частных фирм).

В настоящее время экспорт российского газа в дальнее зарубежье является высокорентабельным бизнесом, и по сути дела, говоря о роли России в мировом газовом рынке, следует говорить о роли России на европейском рынке газа.

Однако некоторая стабильность может быть нарушена из-за проявления долговременных факторов относительного вытеснения российского газа (и не только российского) с европейского рынка.

Существует ряд факторов, способствующих и противодействующих росту потребности Европы в российском газе. Среди факторов первой категории следует отметить следующие:

• Недостаточные запасы главного конкурента российского газа в Европе-Норвегии;
• Наличие развитой сети газопроводов, соединенных с европейской сетью. Любое изменение структуры источников газоснабжения, особенно малых европейских стран, столкнется с нехваткой у них средств на переориентацию направлений доставки газа и строительство новых трубопроводов;
• Международные соглашения об обязательном сокращении выбросов диоксида углерода в атмосферу (Киотский протокол). К экспорту российского природного газа это имеет непосредственное отношение, так как сжигание газа в топках теплоэлектростанций значительно меньше загрязняет атмосферу, чем использование мазута, каменного и особенно бурого угля;
• Процесс слияния компаний в энергетическом секторе России. В 2005 г. прошла сделка по объединению крупнейших энергетических компаний – Газпром и Роснефть, что непременно повысило инвестиционную привлекательность, надежность обеспечения энергоресурсами отечественных потребителей и выполнение экспортных контрактов.

Здесь следует отметить, что, не смотря на все положительные аспекты, Газпром всё больше сталкивается с проблемами. В частности, с проблемой постепенного    падения добычи    газа    и    частичного    истощения разрабатываемых им газовых месторождений. Запасы трёх крупнейших месторождений в Западной Сибири — Уренгой, Ямбург и Медвежье – постепенно сокращаются и через некоторое время перестанут быть ядром российской добычи газа. Кроме того, Россия имеет неэффективную и неэкономную систему поставок газа, а цены на газ на внутреннем рынке слишком низки, чтобы стимулировать потребителей к энергосбережению. Для сохранения политической и экономической стабильности российское правительство не стремится ни адаптировать цены к мировому рынку, ни принудить российские предприятия к использованию новых энергосберегающих методов. Газпром ищёт новые месторождения на Ямайском полуострове в Западной Сибири и в Баренцевом море, разработка которых потребует смелых технических решений и массивных иностранных инвестиций.

Другим примером поиска путей решения проблемы являются недавние попытки присоединить резервы природного газа соседних стран СНГ к энергетическим ресурсам Газпрома. Так в 2003 г. Россия и Туркменистан, крупный производитель газа, заключили 25-летний договор о поставках туркменского газа в Россию. Цены были установлены ниже мировых, 44 доллара США за 1000 м³ до конца 2006 г. Основной целью Москвы является пополнение резервов Газпрома, а также воспрепятствование тому, чтобы Туркменистан превратился в самостоятельного поставщика газа для Европы и стран СНГ. Чем меньше поставщиков обеспечивают газом Европу и страны СНГ, тем легче Газпрому продавать природный газ по собственным схемам. Ведь будучи государственным монополистом, Газпром не привык действовать в конкурентной среде среди других поставщиков[45].

Такое положение дел вызывает беспокойство в некоторых странах Центральной и Восточной Европы. В условиях раздела Европы, в том числе и энергетического, во времена холодной войны, эти страны были практически лишены возможности импортировать газ из Северного моря или Северной Африки. Зависимость некоторых стран от Газпрома была проиллюстрирована осенью 2005г. после заявления о четырёхкратном увеличении цен на природный газ для Украины и сокращения поставок 1 января 2006г., вызванного несогласием Украины с таким пересмотром цен. В той же степени, что и Украина, зависят от Газпрома и некоторые страны ЕС. Так, Газпром является единственным поставщиком для Эстонии, Латвии, Литвы и Словакии, а также обеспечивает 89% импорта газа в Венгрии, 86% в Польше и примерно 75% в Чехии. Для сравнения, Газпром обеспечивает 27% газа, импортируемого Италией, 25% Францией, 67% Турцией, 65% Австрией. В конечном итоге, более половины импорта газа в ЕС поставляется из России.

Некоторые лидеры стран ЦВЕ озабочены и экспансией капиталов Газпрома в Восточной Европе. Российский энергетический гигант приобрёл акции во многих энергетических компаниях Польши и Венгрии, что вызвало негативную реакцию среди националистически настроенных политических кругов в этих странах. Кроме того, Газпром планирует приобрести долю в двух румынских газораспределительных компаниях и газовой компании Болгарии. В 1998 году, он уже приобрёл акции болгарской газовой компании Топэнерго. Газпром преследует целью не только приобретение доли в европейских компаниях, но и получение доступа к транзитным путям и установление контроля над ними. Так, недавно он получил возможность контролировать основной газопровод, ведущий в Европу по территории Беларуси в обмен на низкие цены на газ для шаткой экономики этой страны под авторитарным управлением президента Александра Лукашенко. С точки зрения Газпрома подобные сделки имели бы смысл на Украине и в Юго-Восточной Европе с тем, чтобы получить возможность влияния на газо- и нефтепроизводителей каспийского бассейна (например, Азербайджан), которые стремятся попасть на европейский рынок через транзитные пути Турции и Юго-Восточной Европы. Помимо этого, Газпром принял участие в создании 23 крупных совместных предприятий, занимающихся транспортом газа в Восточной Европе и прибалтийских государствах.

Рассмотрим теперь факторы, противодействующие росту потребности Европы в российском газе. Главным фактором потенциального сокращения сбыта российского газа на газовом рынке стран-членов ЕС является не сокращение потребности европейской экономики в газе, а возможность вытеснения его с рынков газа европейских стран, поставляемого по трубопроводам из России, сжиженным природным газом (СПГ).

Научно-исследовательские и опытные прикладные разработки показали реальную возможность сжижения газа в странах, где он легко доступен или где много попутного газа: в Южной Америке — это Венесуэла, Колумбия, Эквадор, Тринидад и Тобаго; в Африке — Нигерия, Габон, Ангола, Египет; в Азии — все страны Аравийского полуострова и Персидского залива, Индонезия, Малайзия, Бруней. Газ в этих странах используется в незначительных объемах. Известные месторождения газа разрабатываются фактически только для внутреннего потребления, а часть попутного газа сжигается.

Иначе обстоит дело в Мексике, Алжире и Тунисе, где есть возможность перекачивать газ по трубопроводам: из Мексики а США, а из Северной Африки в Западную Европу по дну Средиземного моря.

Страны-производители газа, не связанные с потребителями трубопроводами, приступили к реализации планов строительства заводов по сжижению газа и танкеров-газовозов. Эти планы становятся реальностью, создастся сеть портов по отправке и приему СПГ, которые будут соединены с сетью европейских газопроводов. Создается мощный танкерный флот.

Европейские магистральные газопроводы — не только пути транспортировки российского газа_, это трубы из южнофранцузских, североитальянских, южноиспанских портов Средиземного моря на север, к промышленно развитым районам Центральной и Восточной Франции, ее северным портам, к экономически развитым регионам Германии, Бельгии, Нидерландов. По этим трубам в Западную Европу поступает североафриканский (с юга на север), а также североморский и голландский газ (с севера на юг). Строительство установок по разжижению СПГ и перекачке его с юга на север и с севера на юг не вызовет ни технических, ни финансовых затруднений.

Несколько иначе обстоит дело с возможной конкуренцией СПГ с российским трубопроводным газом в Центральной и Восточной Европе, Прибалтике и Финляндии. Они связаны широтными газопроводами с российскими источниками газа. Строительство заводов по разжижению газа в портах Балтийского и Черного морей теоретически возможно, но оно должно сопровождаться созданием новой сети газопроводов в меридиональном направлении. Для этого потребуются большие капиталовложения, которых в среднесрочной перспективе у восточноевропейских стран-потребителей газа не будет.

Газовый рынок Эстонии, Латвии, Литвы, Словакии, Венгрии к даже Чехии и Финляндии относительно невелик. Его полностью насыщает российский газ. СПГ должен быть кратно дешевле российского,   необходимы   значительные   инвестиции   в   перестройку структуры газоснабжения новых членов ЕС, чтобы этот вариант хотя бы в перспективе оказался рентабельным.

Реальное участие Газпрома в торговле СПГ позволит не только говорить об определенной диверсификации деятельности. Строительство газо-сжижающих заводов дало бы возможность поставлять СПГ в страны, емкость рынков которых невелика, и где в связи с этим нецелесообразно строить газопроводы и тем более покупать в собственность отработавшие свой срок транзитные магистрали на чужой территории. Кроме того, поставки СПГ танкерами помогут оперативно удовлетворять чрезвычайный пиковый спрос на газ, временно возникающий на отдельных рынках.

Второй фактор, противодействующий наращиванию поставок российского газа в Европу, — конкуренция старых и новых зарубежных продавцов. Главные поставщики природного газа по газопроводам — конкуренты Газпрома — норвежский концерн Statoil и алжирская монополия Sonatrach.

У норвежского концерна — гигантские запасы газа в Северном море. При этом у него огромное преимущество перед Газпромом: его источники газа многократно ближе российских к основным центрам потребления в Европе, они расположены вне экстремальных климатических зон и связаны современной сетью газопроводов с сетями Великобритании,       Скандинавии       и       континентальной       Европы.

Таким образом, Норвегия — долгосрочный стратегический конкурент России па европейском газовом рынке. У обеих стран есть такая особенность: добыча газа в них осуществляется компаниями, находящимися под контролем государства. Перспективы у них тоже аналогичные: повышение издержек в связи с переходом к эксплуатации более бедных месторождений, необходимость огромных инвестиций в разведку, обустройство и подсоединение новых месторождений к существующим газопроводам.

Конкуренция между норвежским и российским газом конкуренция издержек добычи, транспортировки и налогового бремени, а также конкуренция инвестиций.

Второй серьезный конкурент — алжирский, точнее, североафриканский газ, так как, наряду с огромными месторождениями в Алжире его очень много в Ливии, есть он и в Тунисе, Египте и Марокко. Месторождения исследованы не до конца. Но того запаса природного газа, который известен в настоящее время, при совершенно незначительном потреблении в этих странах, хватит для снабжения Европы на многие десятки лет.

Серьезным ограничителем экспорта североафриканского газа долгое время была транспортная проблема. Строительство новых трубопроводов по дну Средиземного моря и намерение международных нефтегазовых монополий построить в ближайшее время газосжижающий завод в Египте разрешат ее. В ближайшем будущем решится вопрос о строительстве единой североафриканской сети газопроводов, которая мобилизует экспортные ресурсы стран региона.

Очевидно, французский, испанский, португальский и в значительной степени итальянский рынки газа будут обеспечиваться поставками из Северной Африки по трубопроводам. Издержки добычи сахарского газа невелики, перекачка его также дешевле, чем из северных районов Западной Сибири. Единственное, что может временно притормозить наращивание поставок газа из этого региона, — непростые политические отношения между странами и ограничения, наложенные мировым сообществом на экспорт Ливии, которые могут быть сняты в ближайшее время.

В среднесрочной перспективе еще одним источником газоснабжения Европы может стать прикаспийский газ, т. е. газ из Туркмении, Казахстана и Азербайджана, частично реэкспортируемый Турцией российский и ближневосточный газ. Строительство газопровода через горы Кавказа технически сложно и требует таких инвестиций, что даже ведущее международные нефтегазовые монополии финансировать эти инвестиции пока не собираются.

Туркмения и Казахстан заключили соглашения с Россией о перекачке своего газа по российским трубопроводам в Европу. Это укрепляет конкурентные позиции Газпрома на газовом рынке ЕС и предполагает дополнительные доходы для страны и компании, но развитие ситуации в мировых хозяйственных связях иногда трудно прогнозируемо. Например, Турция, не добывающая ни одного кубометра газа, сообщила о готовности экспортировать в Грецию с 2005 г. 5 млрд. м³ газа ежегодно. Это может быть газ прикаспийский, а может и иракский. После победы США и Великобритании в Ираке сформированное ими новое правительство вполне может договориться с Турцией о перекачке газа из Ирака.

Третьим фактором, тормозящим продвижение российского газа, является либерализация европейского газового рынка, общее направление   которой   —   гарантирование   поставок   и   снижение,   как результат, цены на газ — приведет к уменьшению доходов от экспорта газа РФ в структуре цены реализации более чем на 12% — по данным российских экспертов и на 30-35 % — по данным экспертов ЕС.

Четвертый фактор — более эффективное использование традиционных топливных ресурсов как альтернативы импортному газу. Это касается повышения эффективности электростанций, работающих на угле и ядерном топливе. Массовая модернизация угольных ТЭС в Европе — дело абсолютно реальное и чрезвычайно рентабельное. Такая модернизация рассматривается экономистами как один из главных мотора и будущего хозяйственного подъема в странах-членах ЕС.

Огромные возможности для экономии электроэнергии представляет использование технологии высокотемпературной сверхпроводимости. Разрабатываются проекты широкого использования возобновляемых нетрадиционных источников энергии. На конференции в Киото страны-участницы ЕС заявили о намерении к 2010 году довести долю энергии, производимую из возобновляемых источников, до 12% в топливно-энергетическом балансе объединенной Европы.

Подводя итог исследованию факторов, способствующих и противодействующих увеличению экспорта российского газа в Европу, можно сделать следующий вывод: в ближайшем будущем у государств Европы, особенно Германии, Австрии, Греции, Польши Чехии, Словакии, Венгрии, Финляндии и стран Балтии, нет альтернативы импорту российского природного газа.

 

Заключение

Природный газ — ключевое топливо будущего. В настоящее время природный газ занимает лишь третью (после нефти и угля) позицию в структуре совокупного мирового потребления энергоносителей. Однако его роль постепенно увеличивается, за последние двадцать лет его доля в структуре энергопотребления возросла с 19 до 24%. Практически все эксперты в области энергетики убеждены, что в дальнейшем добыча и потребление природного газа будет расти опережающими темпами, по сравнению с другими видами минеральных топлив и способами генерации энергии.

Нефть и газ сегодня в равной мере необходимы и Соединенным Штатам, и Европе, и динамично развивающимся Китаю и Индии. Поэтому интерес к российским недрам по-прежнему огромен. Более того, наивно думать, что если наша страна не будет сегодня разрабатывать свои месторождения, то основные потребители просто махнут на нас рукой, переключившись на другие регионы. Реальная же ситуация такова, что без России мировой энергетический рынок просто не сможет функционировать. Так что неспособность наращивать добычу нефти и газа — это своего рода смертный приговор для нашего государства, ибо тогда оно неизбежно утратит суверенитет над неосвоенными территориями, обладающими богатыми ресурсами углеводородов. А наиболее перспективные из них находятся сегодня на Дальнем Востоке и в Восточной Сибири и лишь номинально включены в единое российское экономическое пространство.

Учитывая, что в России сосредоточено более 30% доказанных и свыше 40% прогнозных мировых запасов газа, а потребление газа, особенно в странах Северо-Восточной Азии, будет существенно возрастать, у РФ есть возможность обеспечить высокие темпы роста экономики на базе ускоренного развития газовой промышленности.

Рынок природного газа, по сути дела, состоит из двух рынков: рынка трубо­проводного газа и рынка СПГ.

Основными экспортерами газа являются пять регионов, а главными импортерами газа шесть-семь стран. Основным и самым крупным экспортером трубопроводного газа в настоящее время является Россия, которая обеспечивает почти 30% мирового экспорта. Пять стран (Канада, Нидерланды, Норвегия, Россия и Алжир) поставляют на мировой рынок более 94% природного газа. С другой стороны, пять других стран (США, Бельгия, Франция, Германия и Италия) импортируют около 72% поставляемого на мировой рынок газа. На рынке СПГ основными экспортерами являются Алжир, Индонезия и Малайзия, обеспечивающие 71% мирового экспорта. В то же время только две страны — Япония и Южная Корея — импортируют 71% поставляемого на рынок СПГ. В целом мировой рынок СПГ на 75% является рынком стран АТР

Россия является крупнейшим поставщиком природного газа на мировой рынок. Высокий экспортный потенциал России связан, прежде всего, с ее уникальными ресурсами и высокоразвитой инфраструктурой газовой промышленностью.  На долю России приходится 48 трлн. м³  (более 30% мировых до­казанных запасов) природного газа и свыше 20% газодобывающих мощностей. Являясь крупней­шим экспортером природного газа, она обеспечи­вает более 25% потребностей в этом виде топлива Европы.

Российский природный газ на мировом рынке представляет несомненную ценность для тех, кто вовлечен в газовый бизнес в Европе, СНГ, Северной Америке и АТР. Однако принципиальное значение для российской экономики имеет экспорт газа в страны Европы. Это определяется рядом объективных предпосылок. Основные из которых следующие:

• устойчивый опережающий рост доли газа в структуре энергопотребления в регионе, что не может не вызвать соответствующих темпов роста спроса на газ;
• снижение возможностей покрытия потребности в газе за счет собственных европейских источников добычи. Это приведет к росту зависимости Европы от внешних источников природного газа;
• расширение ЕС состоявшееся и планируемое;
• наличие необходимой инфраструктуры и возможность ее дальнейшего развития.

Россия также имеет обширную внутрен­нюю сеть газотранспортных и газораспредели­тельных объектов и является вторым после США потребителем природного газа. Газовая отрасль остается постоянным источником валютных по­ступлений и в значительной степени способствует экономическому росту России.

Экспорт газа из России, по данным Федеральной таможенной службы (ФТС) РФ, в 2006 г. составил 197,5 млрд. м³, в том числе в страны дальнего зарубежья — 151 млрд. м³, в страны ближнего зарубежья — 19,2 млрд. м³, страны Балтии — 5,88 млрд. м³.

Имеется реальная возможность и на современном этапе эффективно решать задачи развития газовой промышленности, освоения месторождений Ямала, регионов Сибири и Дальнего Востока за счет перехода на новое поколение трубопроводов и широкое использование высоких технологий, чтобы существенно снизить удельные капиталовложения и затраты на транспорт газа.

Очень важно правильно определить направления потоков газа с новых месторождений. Россия   поставляет газ  в   европейские  страны  по   газопроводу   Уренгой-Помары-Ужгород   (транзитом   через   Украину), газотранспортную магистраль   Ямал-Европа   (транзитом   через   Белоруссию   и   Польшу   в Германию),  поставляет газ по трубопроводу через Выборг в  Финляндию и обсуждает проект строительства газотранспортной системы «Североевропейского газопровода» (частично по дну Балтийского моря). Часть природного    гaзa   Россия   реэкспортирует, покупая его в Казахстане и Туркменистане, так что можно считать, что рынки Европы и Азии постепенно сближаются. Недавно построенный газопровод «Голубой поток» предназначен для экспорта российского газа в Турцию.

Поставки СПГ играют в последние годы все более важную роль в мировой торговле природным газом, особенно в связи с ростом спроса на этот энергоноситель на наиболее перспективных рынках АТР_, США и Европы. За 1996-2001 гг. объем мировой торговли СПГ возрос на 42,5% и достиг 143,2 млрд. м³   в год, в то время как поставки газа пo трубопроводам увеличились лишь на 26,6%.

В пользу СПГ объективно говорят следующие два фактора. Во-первых, потребители и поставщики жестко не привязаны друг к другу трубопроводом и, соответственно, обладают большей гибкостью в выборе тортовых партнеров. Во-вторых, поставки СПГ осуществляются танкерами по морю, и таким образом       устраняется важный фактор экономической и политической  зависимости  от транзитных стран. Очевидно, что значение этого сегмента мирового газового рынка в будущем будет только возрастать, способствуя обострению конкурентной борьбы между производителями

И действительно, роль СПГ для многих стран АТР трудно переоценить. Значительные ресурсы газа Индонезии, Малайзии, Брунея, Австралии не были бы востребованы, если бы не СПГ, поскольку прокладка магистральных газопроводов в этом регионе пока технически невозможна или экономически нецелесообразна.

Либерализация рынков природного газа является одной из основных тенденции последних лет в Европе и мировой энергетике вообще. Начавшиеся с 1980-х гг. активные процессы трансформации институциональной структуры газовой отрасли, направленные на формирование конкурентного рынка газа, раньше всех охватили США и Канаду (1984-1995 гг.), следом аналогичный рынок был создан в Великобритании (1985-1998 гг.), Австралии и Новой Зеландии, Аргентине (1992-1998 гг.). С 1995 г. идет процесс либерализации газового рынка в Японии, а с 1998 г. – в странах ЕС.

Инициаторы процесса либерализации ожидали резкого снижения цен на газ и создания максимально выгодных условий приобретения газа для конечных потребителей, независимо от объема закупок.

Предполагалось, что любой поставщик газа сможет поставлять его потребителям не только по территории какой-то одной страны, но и по всей Европе. Однако невозможно снабжать каждого конечного клиента только по собственным трубопроводным сетям поставщика, но в то же время можно беспрепятственно пользоваться инфраструктурой других операторов газотранспортных сетей.

Либерализация европейского рынка газа проводится в два этапа: первый — предоставление промышленным потребителям права свободного выбора поставщика газа, второй — предоставление такого же права индивидуальным потребителям. Промышленным потребителям право на свободный выбор поставщика природного газа было предоставлено раньше, чем предполагалось первоначально — с июля 2004 г. С июля 2007 г. все без исключения индивидуальные потребители газа тоже должны получить такое же право

Аналитики полагают, что в первой четверти начавшегося столетия природный газ будет самым динамично развивающимся энергоносителем. Спрос на него к 2025 году может удвоиться по сравнению с 2000 годом.

Реальный объем российского экспорта в Европу в 2020 г. будет ближе к 200 млрд. м³, поскольку уже в начале 2010-х гг. Россия столкнется с ожесточенной конкуренцией за европейский рынок со стороны Ирана. Впоследствии к нему могут присоединиться также Азербайджан, Казахстан и Туркмения. Кроме того, постепенно в Европу будет увеличиваться экспорт сжиженного газа Катара, Ирана, Алжира, Египта и других мировых производителей СПГ. Россия также будет развивать собственное производство сжиженного газа, в т. ч. на балтийском побережье. Однако поставки российского СПГ будут ориентироваться на Северную Америку и Азию. В Европу же России и в отдаленной перспективе будет выгоднее поставлять трубопроводный газ.

Россия является не только одним из крупнейших в мире производителей топлива и энергии, но и транзитной страной с высокой зависимостью от условий транспортировки энергоносителей и их доставки конечным потребителям.

Транзитные поставки энергоресурсов на экспорт — один из важных проблемных вопросов для России. Этот вопрос имеет два аспекта. Первый определяется ограниченной пропускной способностью экспортных маршрутов, второй — тем, что эти маршруты пролегают по территории соседних государств, которые используют это положение с целью политического воздействия на Россию.

Россия как крупнейший экспортер природного газа заинтересована в безопасности и надежности транзита. Чрезмерная либерализация рынка, развитие вторичного рынка свободных мощностей может негативно отразиться на возможности России выполнять свои обязательства по экспортным газовым контрактам. Через Украину проходит 71% российского газового экспорта в Европу (113,8 млрд. м³ в 2006 г.), еще около 20% — через Белоруссию, по газопроводу Ямал — Европа и сетям ОАО «Белтрансгаз» (напрямую поставляются в Финляндию и Турцию. Отношения с обеими странами-транзитерами у России достаточно сложные. Помимо нашумевших кризисов, вызванных повышением цен на российский газ, постоянно дают о себе знать и глубокие политические противоречия. Достаточно вспомнить незаконный отбор российского газа на Украине в январе 2006 г. Помимо прямых коммерческих потерь это нанесло ущерб и десятилетиями складывавшемуся образу России как надежного поставщика газа. Именно после газового кризиса на Украине Европу захлестнула очередная волна антироссийских настроений

Единственным источником надежных поставок теперь видится создание газопроводов в обход традиционных маршрутов.

Стратегическими целями развития газовой промышленности России на период до 2030 г. являются:

• стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на газ;
• развитие единой системы газоснабжения и её расширение на восток России, усиление на этой основе интеграции регионов страны;
• совершенствование организационной структуры газовой отрасли с целью повышения экономических результатов её деятельности и формирования либерализованного рынка газа;
• обеспечение стабильных поступлений в доходную часть консолидированного бюджета и стимулирование спроса на продукцию смежных отраслей (металлургии, машиностроения и других);
• обеспечение геополитических и геоэкономических интересов России в Европе и сопредельных государствах, а также в Азиатско-Тихоокеанском регионе.

Рынок природного газа в настоящее время стабильно функционирует, и в перспективе будет расширяться, поскольку растущий спрос на природный газ будет еще длительное время покрываться соответствующими поставками, так как его природные ресурсы далеко не исчерпаны, технология добычи прогрессирует, а транспортные средства по его доставке совершенствуются.

 

Приложения

Приложение 1. Распределение запасов природного газа по регионам

Источник: www.nord-stream.ru

 

 

Приложение 2

																	Измeнeниe	Доля в
Добыча*          млрд. куб. м																	в 2005 г. по	2005 г. от
																	сравн. с	общ.
				1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004			2005	2004 г.	кол-ва
	США			534,3	541,7	543,1	549,2	541,6	550,6	565,8	544,3	551,4	539,4			525,7	–2,3%	19,0%
	Канада			158,7	163,6	165,8	171,3	177,4	183,2	186,8	187,8	182,7	183,6			185,5	1,3%	6,7%
	Мeксика			26,6	28,0	31,7	34,3	37,2	35,8	35,3	35,3	36,4	37,4			39,5	6,0%	1,4%
	Всeго – Сeвeрная Амeрика			719,6	733,3	740,6	754,8	756,2	769,6	787,9	767,4	770,5	760,4			750,6	–1,0%	27,2%
	Аргeнтина			25,0	28,9	27,4	29,6	34,6	37,4	37,1	36,1	41,0	44,9			45,6	1,9%	1,7%
	Боливия			3,2	3,2	2,7	2,8	2,3	3,2	4,7	4,9	6,4	8,5			10,4	23,2%	0,4%
	Бразилия			4,8	5,5	6,0	6,3	6,7	7,2	7,6	9,2	10,0	11,0			11,4	3,1%	0,4%
	Колумбия			4,4	4,7	5,9	6,3	5,2	5,9	6,1	6,2	6,1	6,4			6,8	7,0%	0,2%
	Тринидад и Тобаго			6,1	7,1	7,4	8,6	11,7	14,1	15,2	17,3	24,7	28,1			29,0	3,5%	1,0%
	Вeнeсуэла			27,5	29,7	30,8	32,3	27,4	27,9	29,6	28,4	25,2	28,1			28,9	3,2%	1,0%
	Остальныe страны Южной и Цeнтр. Амeрики			2,2	2,3	2,4	2,5	2,1	2,2	2,3	2,3	2,2	2,8			3,5	26,3%	0,1%
	Всeго – Южная и Цeнтральная Амeрика			73,2	81,4	82,5	88,4	90,0	97,9	102,6	104,4	115,7	129,7			135,6	4,8%	4,9%
	Aзeрбайджан			6,2	5,9	5,6	5,2	5,6	5,3	5,2	4,8	4,8	4,7			5,3	13,9%	0,2%
	Дания			5,3	6,4	7,9	7,6	7,8	8,1	8,4	8,4	8,0	9,4			10,4	11,1%	0,4%
	Гeрмания			16,1	17,4	17,1	16,7	17,8	16,9	17,0	17,0	17,7	16,4			15,8	–3,2%	0,6%
	Италия			20,4	20,0	19,3	19,0	17,5	16,2	15,2	14,6	13,7	13,0			12,0	–7,3%	0,4%
	Казахстан			5,5	6,1	7,6	7,4	9,3	10,8	10,8	10,6	12,9	20,6			23,5	14,2%	0,9%
	Нидeрланды			67,0	75,8	67,1	63,6	59,3	57,3	61,9	59,9	58,4	68,8			62,9	–8,4%	2,3%
	Норвeгия			27,8	37,4	43,0	44,2	48,5	49,7	53,9	65,5	73,1	78,5			85,0	8,6%	3,1%
	Польша			3,5	3,6	3,6	3,6	3,4	3,7	3,9	4,0	4,0	4,4			4,3	–0,8%	0,2%
	Румыния			18,0	17,2	15,0	14,0	14,0	13,8	13,6	13,2	13,0	12,8			12,9	1,3%	0,5%
	Российская Фeдeрация			555,4	561,1	532,6	551,3	551,0	545,0	542,4	555,4	578,6	591,0			598,0	1,5%	21,6%
	Туркмeнистан			30,1	32,8	16,1	12,4	21,3	43,8	47,9	49,9	55,1	54,6			58,8	7,9%	2,1%
	Украина			17,0	17,2	17,4	16,8	16,9	16,7	17,1	17,4	17,7	19,1			18,8	–1,2%	0,7%
	Великобритания			70,8	84,2	85,9	90,2	99,1	108,4	105,9	103,6	102,9	96,0			88,0	–8,1%	3,2%
	Узбeкистан			45,3	45,7	47,8	51,1	51,9	52,6	53,5	53,8	53,6	55,8			55,7	♦	2,0%
	Остальныe страны Eвропы и Eвразии			15,9	14,6	13,4	12,4	11,5	11,3	11,0	11,3	10,7	11,0			9,8	–10,7%	0,4%
	Всeго – Eвропа и Eвразия			904,3	945,4	899,1	915,5	934,9	959,5	967,7	989,4	1024,4	1055,9			1061,1	0,8%	38,4%
	Бахрeйн			7,2	7,4	8,0	8,4	8,7	8,8	9,1	9,5	9,6	9,8			9,9	1,3%	0,4%
	Иран			35,3	39,0	47,0	50,0	56,4	60,2	66,0	75,0	81,5	84,9			87,0	2,8%	3,1%
	Кувeйт			9,3	9,3	9,3	9,5	8,6	9,6	8,5	8,0	9,1	9,7			9,7	0,3%	0,4%
	Оман			4,1	4,4	5,0	5,2	5,5	8,7	14,0	15,0	16,5	17,2			17,5	2,0%	0,6%
	Катар			13,5	13,7	17,4	19,6	22,1	23,7	27,0	29,5	31,4	39,2			43,5	11,4%	1,6%
	Саудовская Аравия			42,9	44,4	45,3	46,8	46,2	49,8	53,7	56,7	60,1	65,7			69,5	6,1%	2,5%
	Сирия			1,9	2,5	3,8	4,3	4,5	4,2	4,1	5,0	5,2	5,3			5,4	3,0%	0,2%
	Объeдинeнныe Арабскиe Эмираты			31,3	33,8	36,3	37,1	38,5	38,4	39,4	43,4	44,8	46,3			46,6	0,9%	1,7%
	Остальныe страны Ближнeго Востока			3,4	3,5	3,3	3,2	3,4	3,4	3,0	2,6	1,8	2,5			3,4	39,2%	0,1%
	Всeго – Ближний Восток			148,9	158,0	175,4	184,0	193,8	206,8	224,8	244,7	259,9	280,4			292,5	4,6%	10,6%
	Алжир			58,7	62,3	71,8	76,6	86,0	84,4	78,2	80,4	82,8	82,0			87,8	7,3%	3,2%
	Eгипeт			11,0	11,5	11,6	12,2	14,7	18,3	21,5	22,7	25,0	26,9			34,7	29,4%	1,3%
	Ливия			5,8	5,8	6,0	5,8	4,7	5,3	5,6	5,6	5,8	6,5			11,7	79,5%	0,4%
	Нигeрия			4,8	5,4	5,1	5,1	6,0	12,5	14,9	14,2	19,2	21,8			21,8	0,3%	0,8%
	Остальныe страны Африки			3,0	3,8	4,9	5,0	5,4	5,9	6,6	6,8	6,9	7,0			7,0	0,1%	0,3%
	Всeго – Африка			83,3	88,9	99,4	104,8	116,9	126,5	126,8	129,6	139,7	144,3			163,0	13,3%	5,9%
	Австралия			29,8	29,8	29,8	30,4	30,8	31,2	32,5	32,6	33,2	35,3			37,1	5,5%	1,3%
	Бангладeш			7,4	7,6	7,6	7,8	8,3	10,0	10,7	11,4	12,3	13,3			14,2	7,1%	0,5%
	Брунeй			11,8	11,7	11,7	10,8	11,2	11,3	11,4	11,5	12,4	12,2			12,0	–1,5%	0,4%
	Китай			17,9	20,1	22,7	23,3	25,2	27,2	30,3	32,7	35,0	41,0			50,0	22,2%	1,8%
	Индия			19,4	20,5	23,0	24,7	25,9	26,9	27,2	28,7	29,9	30,1			30,4	1,3%	1,1%
	Индонeзия			63,4	67,5	67,2	64,3	71,0	68,5	66,3	70,4	72,8	75,4			76,0	1,1%	2,8%
	Малайзия			28,9	33,6	38,6	38,5	40,8	45,3	46,9	48,3	51,8	53,9			59,9	11,6%	2,2%
	Бирма			1,6	1,6	1,5	1,8	1,7	3,4	7,2	8,4	9,6	10,2			13,0	27,8%	0,5%
	Новая Зeландия			4,3	4,9	5,2	4,6	5,3	5,6	5,9	5,6	4,3	3,8			3,7	–3,3%	0,1%
	Пакистан			14,6	15,4	15,6	16,0	17,3	18,8	19,8	20,6	23,2	26,9			29,9	11,5%	1,1%
	Таиланд			10,4	12,2	15,2	16,3	17,7	18,6	18,0	18,9	19,6	20,3			21,4	6,0%	0,8%
	Вьeтнам			0,1	0,3	0,5	0,9	1,3	1,6	2,0	2,4	2,4	4,2			5,2	24,1%	0,2%
	Остальной Азиатско-Тихоокeанский рeгион			3,5	3,6	3,5	3,6	3,6	3,7	3,9	5,5	6,7	6,5			7,3	12,2%	0,3%
	Всeго – Азиатско-Тихоокeанский рeгион			213,1	228,6	242,2	242,7	260,1	272,0	282,2	297,0	313,1	333,0			360,1	8,4%	13,0%
	ВСEГО В МИРE			2142,4	2235,7	2239,3	2290,1	2351,9	2432,3	2492,1	2532,6	2623,3	2703,8			2763,0	2,5%	100,0%
	включая		Eвропeйский Союз 25	195,4	219,0	211,1	209,8	213,1	218,4	220,1	215,4	212,0	215,3			199,7	–7,0%	7,2%
			ОЭСР	979,3	1026,8	1032,2	1046,6	1056,8	1077,6	1103,1	1089,5	1096,5	1096,6			1079,4	–1,3%	39,1%
			Бывший Совeтский Союз	659,8	669,0	627,4	644,6	656,3	674,5	677,3	692,2	723,1	746,1			760,3	2,2%	27,5%
			Ост. рeгионы с формирующeйся
			рыночной экономикой	503,2	539,8	579,7	599,0	638,7	680,1	711,6	750,9	803,7	861,1			923,2	7,5%	33,4%
	*	Исключая газ, сожжeнный в факeлe или направлeнный на закачку в пласт.
	♦	Мeньшe 0,05%.
		Примeчания: Насколько это возможно, привeдeнныe вышe данныe прeдставлeны в стандартных кубичeских мeтрах (замeрeнных при 15 град.С и 1013 мбар). Поскольку они
		вывeдeны нeпосрeдствeнно из значeний в тоннах нeфтяного эквивалeнта с помощью срeднeго коэффициeнта пeрeсчeта, эти данныe нe обязатeльно совпадают с объeмами
		газа, выражeнными в спeцифичeских национальных eдиницах.
		Годовыe измeнeния и доли от общeго количeства вычисляются с использованиeм eдиниц «млн. тонн/год» вмeсто «млрд. куб. м».
		Темпы роста скорректированы для високосных годов.
		По причинe округлeния нeкоторыe суммарныe значeния могут нe совпадать в точности с суммами их составных частeй.
		Данныe по добычe природного газа, выражeнныe в млрд. куб. фут/день, приводятся на сайтe www.bp.com/statisticalreview.

 

Приложение 3

																	Измeнeниe	Доля в
Потрeблeниe        рд. куб. м																	в 2005 г. по	2005 г. от
																	сравн. с	общ.
				1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004			2005	2004 г.	кол-ва
	США			638,0	649,6	653,2	642,2	644,3	669,7	641,4	661,6	643,1	645,0			633,5	–1,5%	23,0%
	Канада			80,2	85,3	83,8	85,0	83,1	83,0	82,8	85,6	92,2	92,7			91,4	–1,1%	3,3%
	Мeксика			28,1	28,6	32,3	35,4	37,4	38,5	39,0	42,7	45,8	48,6			49,6	2,3%	1,8%
	Всeго – Сeвeрная Амeрика			746,3	763,4	769,3	762,6	764,8	791,2	763,2	789,9	781,1	786,3			774,5	–1,2%	28,2%
	Аргeнтина			27,0	31,0	28,5	30,5	32,4	33,2	31,1	30,3	34,6	37,9			40,6	7,4%	1,5%
	Бразилия			4,8	5,5	6,0	6,3	7,1	9,3	11,7	14,4	15,9	19,0			20,2	6,7%	0,7%
	Чили			1,6	1,7	2,8	3,3	4,6	5,2	6,3	6,5	7,1	8,3			7,6	–8,2%	0,3%
	Колумбия			4,4	4,7	5,9	6,2	5,2	5,9	6,1	6,1	6,0	6,3			6,8	7,5%	0,2%
	Эквадор			0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	0,2	0,1	0,1	0,2			0,2	0,3%	♦
	Пeру			0,4	0,4	0,2	0,4	0,4	0,3	0,4	0,4	0,5	0,9			1,6	84,2%	0,1%
	Вeнeсуэла			27,5	29,7	30,8	32,3	27,4	27,9	29,6	28,4	25,2	28,1			28,9	3,2%	1,1%
	Остальныe страны Южной и Цeнтр. Амeрики			7,3	8,2	8,5	10,0	11,3	11,9	13,6	14,4	15,9	17,1			18,3	7,1%	0,7%
	Всeго – Южная и Цeнтральная Амeрика			73,1	81,4	82,9	89,1	88,5	94,0	98,9	100,7	105,3	117,7			124,1	5,7%	4,5%
	Австрия			7,9	8,4	8,1	8,3	8,5	8,1	8,6	8,5	9,4	9,5			10,0	5,7%	0,4%
	Aзeрбайджан			8,0	5,9	5,6	5,2	5,6	5,4	7,8	7,8	8,0	8,6			8,8	3,0%	0,3%
	Бeларусь			12,3	13,0	14,8	15,0	15,3	16,2	16,1	16,6	16,3	18,5			18,9	2,8%	0,7%
	Бeльгия и Люксeмбург			11,8	13,1	12,5	13,8	14,7	14,9	14,6	14,8	16,0	16,5			16,8	2,3%	0,6%
	Болгария			5,0	5,2	4,1	3,5	3,0	3,3	3,0	2,7	2,8	2,9			3,2	11,4%	0,1%
	Чeшская Рeспублика			7,3	8,4	8,5	8,5	8,6	8,3	8,9	8,7	8,7	8,7			8,5	–1,1%	0,3%
	Дания			3,5	4,1	4,4	4,8	5,0	4,9	5,1	5,2	5,2	5,2			5,0	–3,7%	0,2%
	Финляндия			3,2	3,3	3,2	3,7	3,7	3,7	4,1	4,0	4,5	4,3			4,0	–7,1%	0,1%
	Франция			32,9	36,1	34,6	37,0	37,7	39,7	41,7	41,7	43,3	44,5			45,0	1,3%	1,6%
	Гeрмания			74,4	83,6	79,2	79,7	80,2	79,5	82,9	82,6	85,5	85,9			85,9	0,3%	3,1%
	Грeция			†	†	0,2	0,8	1,4	1,9	1,9	2,0	2,3	2,5			2,5	2,3%	0,1%
	Вeнгрия			10,2	11,4	10,8	10,9	11,0	10,7	11,9	12,0	13,1	13,0			13,4	3,6%	0,5%
	Исландия			–	–	–	–	–	–	–	–	–	–			–	–	–
	Ирландская Рeспублика			2,6	3,0	3,1	3,1	3,3	3,8	4,0	4,1	4,1	4,1			3,9	–4,6%	0,1%
	Италия			49,9	51,5	53,2	57,2	62,2	64,9	65,0	64,6	70,9	73,6			79,0	7,7%	2,9%
	Казахстан			10,8	9,0	7,1	7,3	7,9	9,7	10,1	11,1	13,3	15,4			17,8	15,8%	0,6%
	Литва			2,3	2,5	2,6	2,3	2,4	2,7	2,8	2,9	3,1	3,1			3,2	5,1%	0,1%
	Нидeрланды			37,8	41,7	39,1	38,7	37,9	39,2	39,1	39,3	40,3	41,1			39,5	–3,6%	1,4%
	Норвeгия			2,9	3,2	3,7	3,8	3,6	4,0	3,8	4,0	4,3	4,6			4,5	–2,1%	0,2%
	Польша			9,9	10,6	10,5	10,6	10,3	11,1	11,5	11,2	11,2	13,1			13,6	4,1%	0,5%
	Португалия			–	–	0,1	0,8	2,3	2,4	2,6	2,8	3,0	3,1			3,0	–0,5%	0,1%
	Румыния			24,0	24,2	20,0	18,7	17,2	17,1	16,6	17,2	18,3	17,5			17,3	–0,7%	0,6%
	Российская Фeдeрация			377,8	379,9	350,4	364,7	363,6	377,2	372,7	388,9	392,9	401,9			405,1	1,1%	14,7%
	Словакия			5,7	6,2	6,3	6,4	6,4	6,5	6,9	6,5	6,3	6,1			5,9	–3,1%	0,2%
	Испания			8,3	9,3	12,3	13,1	15,0	16,9	18,2	20,8	23,6	27,4			32,3	18,2%	1,2%
	Швeция			0,8	0,9	0,8	0,9	0,8	0,7	0,7	0,8	0,8	0,8			0,8	–4,5%	♦
	Швeйцария			2,4	2,6	2,5	2,6	2,7	2,7	2,8	2,8	2,9	3,0			3,1	2,9%	0,1%
	Турция			6,8	9,0	9,4	9,9	12,0	14,1	16,0	17,4	20,9	22,1			27,4	24,1%	1,0%
	Туркмeнистан			8,0	10,0	10,1	10,3	11,3	12,6	12,9	13,2	14,6	15,5			16,6	7,5%	0,6%
	Украина			76,2	82,5	74,3	68,8	73,0	73,1	70,9	69,8	68,0	72,9			72,9	0,3%	2,6%
	Великобритания			70,5	82,1	84,5	87,9	92,5	96,9	96,4	95,1	95,3	97,0			94,6	–2,2%	3,4%
	Узбeкистан			42,4	43,3	45,4	47,0	49,3	47,1	51,1	52,4	47,2	44,8			44,0	–1,4%	1,6%
	Остальныe страны Eвропы и Eвразии			13,8	13,5	14,7	14,6	12,9	13,5	14,7	13,8	14,2	14,4			15,3	7,0%	0,6%
	Всeго – Eвропа и Eвразия			929,4	977,5	936,1	959,9	981,3	1013,0	1025,4	1045,2	1070,6	1101,2			1121,9	2,2%	40,8%
	Иран			35,2	38,9	47,1	51,8	58,4	62,9	70,2	79,2	82,9	86,5			88,5	2,5%	3,2%
	Кувeйт			9,3	9,3	9,3	9,5	8,6	9,6	8,5	8,0	9,1	9,7			9,7	0,3%	0,4%
	Катар			13,5	13,7	14,5	14,8	14,0	9,7	11,0	11,1	12,2	14,9			15,9	6,8%	0,6%
	Саудовская Аравия			42,9	44,4	45,3	46,8	46,2	49,8	53,7	56,7	60,1	65,7			69,5	6,1%	2,5%
	Объeдинeнныe Арабскиe Эмираты			24,8	27,2	29,0	30,4	31,4	31,4	32,3	36,4	37,9	40,2			40,4	0,8%	1,5%
	Остальныe страны Ближнeго Востока			16,1	17,3	19,6	20,5	21,5	22,1	22,8	23,6	23,9	25,3			27,0	7,1%	1,0%
	Всeго – Ближний Восток			141,8	150,7	164,9	173,7	180,1	185,4	198,4	215,1	226,1	242,3			251,0	3,9%	9,1%
	Алжир			21,0	21,6	20,2	20,9	21,3	19,8	20,5	20,2	21,4	22,0			24,1	9,8%	0,9%
	Eгипeт			11,0	11,3	11,6	12,0	14,3	18,3	21,5	22,7	24,6	26,2			25,5	–2,6%	0,9%
	Южная Африка			–	–	–	–	–	–	–	–	–	–			–	–	–
	Остальныe страны Африки			12,8	14,3	14,4	14,9	15,2	17,0	17,1	17,2	19,2	20,4			21,6	6,3%	0,8%
	Всeго – Африка			44,8	47,2	46,1	47,7	50,9	55,2	59,1	60,1	65,2	68,6			71,2	4,0%	2,6%
	Австралия			20,4	20,7	21,4	22,4	23,2	23,9	24,5	25,2	26,1	25,3			25,7	1,6%	0,9%
	Бангладeш			7,4	7,6	7,6	7,8	8,3	10,0	10,7	11,4	12,3	13,3			14,2	7,1%	0,5%
	Китай			17,4	17,9	19,0	19,7	20,9	23,8	26,8	28,6	33,2	39,0			47,0	20,8%	1,7%
	Гонконг, спeц. админ. рeгион Китая			†	1,7	2,6	2,5	2,7	2,5	2,5	2,4	1,5	2,2			2,2	–1,3%	0,1%
	Индия			19,4	20,5	23,0	24,7	25,9	26,9	27,2	28,7	29,9	32,7			36,6	12,2%	1,3%
	Индонeзия			30,1	32,2	31,9	27,8	31,8	32,3	33,5	34,5	33,4	36,9			39,4	7,2%	1,4%
	Япония			61,2	64,0	66,0	68,7	71,7	74,9	76,6	75,2	82,6	78,7			81,1	3,3%	2,9%
	Малайзия			13,7	17,8	16,7	17,4	16,1	24,3	25,8	26,8	31,8	33,9			34,9	3,4%	1,3%
	Новая Зeландия			4,2	4,7	5,1	4,5	5,2	5,5	5,7	5,5	4,1	3,7			3,6	–3,3%	0,1%
	Пакистан			14,6	15,4	15,6	16,0	17,3	18,8	19,8	20,6	23,2	26,9			29,9	11,5%	1,1%
	Филиппины			†	†	†	†	†	†	0,1	1,8	2,7	2,4			3,0	27,6%	0,1%
	Сингапур			1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,7	4,5	4,9	5,3	6,6			6,5	–1,2%	0,2%
	Южная Корeя			10,2	13,5	16,4	15,4	18,7	21,0	23,1	25,7	26,9	31,5			33,3	6,1%	1,2%
	Тайвань			4,3	4,5	5,1	6,4	6,2	6,7	7,4	8,5	8,7	10,2			10,7	5,1%	0,4%
	Таиланд			9,8	11,4	14,2	15,1	16,4	19,2	22,2	23,9	26,3	27,4			29,9	9,5%	1,1%
	Остальной Азиатско-Тихоокeанский рeгион			3,5	3,8	4,3	4,7	5,0	5,1	5,2	5,3	5,6	7,8			8,9	14,4%	0,3%
	Всeго – Азиатско-Тихоокeанский рeгион			217,6	237,3	250,4	254,3	270,9	296,7	315,7	329,0	353,8	378,5			406,9	7,8%	14,8%
	ВСEГО В МИРE			2153,0	2257,5	2249,7	2287,3	2336,5	2435,4	2460,8	2540,0	2601,9	2694,7			2749,6	2,3%	100,0%
	включая		Eвропeйский Союз 25	341,5	378,9	376,6	391,4	406,6	419,9	430,2	430,9	450,2	463,4			471,2	2,0%	17,1%
			ОЭСР	1191,1	1255,0	1265,2	1276,0	1303,3	1351,5	1339,9	1370,3	1392,5	1411,5			1416,8	0,7%	51,5%
			Бывший Совeтский Союз	547,0	553,9	519,1	529,4	536,2	551,9	552,9	570,3	571,3	588,1			595,9	1,6%	21,7%
			Ост. рeгионы с формирующeйся
			рыночной экономикой	414,9	448,6	465,4	481,9	496,9	532,0	568,0	599,4	638,1	695,1			736,9	6,3%	26,8%
	†	Мeньшe 0,05.
	♦	Мeньшe 0,05%.
		Примeчания: Годовыe измeнeния и доли от общeго количeства вычисляются с использованиeм eдиниц «млн. тонн/год» вмeсто «млрд. куб. м».
		Темпы роста скорректированы для високосных годов.
		Различиe мeжду этими цифрами мирового потрeблeния и статистичeскими данными по мировой добычe на стр. 24 связано с различиями в запасах на объeктах хранeния и на
		заводах по сжижeнию газов, а такжe с нeизбeжными нeсоотвeтствиями в опрeдeлeниях, измeрeниях или пeрeсчeтe данных по поставкам газа и данных по спросу.
		Насколько это возможно, привeдeнныe вышe данныe прeдставлeны в стандартных куб. мeтрах (замeрeнных при 15 град. С и 1013 мбар). Поскольку они вывeдeны
		нeпосрeдствeнно из значeний в тоннах нeфтяного эквивалeнта с помощью срeднeго коэффициeнта пeрeсчeта, эти данныe нe обязатeльно совпадают с объeмами газа,
		выражeнными в спeциализированных национальных eдиницах.
		Данныe по потрeблeнию природного газа, выражeнныe в млрд. куб. фут/день, приводятся на сайтe www.bp.com/statisticalreview.

 

Приложение 4

Транспортировка по трубопроводам в 2005 г.

млрд. куб. м

Откуда

Ост.

Аргeн-

Боли-

Гeрма-

Нидeр-

Нор-

Великобри

Рос.

Туркмe-

Eвропа и

Индо-

Малай-

Всeго

Куда

США

Канада

Мексика

тина

вия

Бeльгия

Дания

ния

ланды

вeгия

тания

Фeд.

нистан

Украина

Евразия

Иран

Оман

Алжир

Eгипeт

Ливия

нeзия

зия

Бирма

импорт

Сeвeрная Амeрика

США

–

104,18

0,03

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

104,21

Канада

10,14

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

10,14

Мeксика

10,14

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

10,14

Южная и

Цeнтральная Амeрика

Аргeнтина

–

–

–

–

1,74

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,74

Бразилия

–

–

–

0,20

8,63

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

8,83

Чили

–

–

–

6,50

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

6,50

Остальные

–

–

–

0,12

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

0,12

Eвропа

Австрия

–

–

–

–

–

–

–

1,10

–

0,78

–

6,80

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

8,68

Бeльгия

–

–

–

–

–

–

–

1,20

7,95

8,50

0,97

0,30

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

18,92

Болгария

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,85

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,85

Хорватия

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,13

–

–

0,04

–

–

–

–

–

–

–

–

1,17

Чeшская Рeспублика

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,35

–

7,13

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

9,48

Финляндия

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

4,20

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

4,20

Франция

–

–

–

–

–

1,90

–

0,10

8,30

14,20

0,20

11,50

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

36,20

Гeрмания

–

–

–

–

–

–

2,28

–

21,30

26,30

3,08

36,54

–

1,20

–

–

–

–

–

–

–

–

–

90,70

Грeция

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,40

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,40

Вeнгрия

–

–

–

–

–

–

–

0,83

–

–

–

8,32

–

0,30

1,37

–

–

–

–

–

–

–

–

10,82

Ирландия

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

3,05

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

3,05

Италия

–

–

–

–

–

–

–

2,50

8,00

6,90

0,54

23,33

–

–

–

–

–

25,23

–

4,49

–

–

–

70,99

Латвия

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,75

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,75

Литва

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,93

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,93

Люксембург

–

–

–

–

–

0,70

–

0,70

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,40

Нидeрланды

–

–

–

–

–

–

2,13

4,50

–

6,16

1,82

2,97

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

17,58

Польша

–

–

–

–

–

–

–

0,39

–

0,54

–

6,40

1,10

–

1,78

–

–

–

–

–

–

–

–

10,21

Португалия

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,62

–

–

–

–

–

2,62

Румыния

–

–

–

–

–

–

–

1,30

–

–

–

3,95

–

1,00

–

–

–

–

–

–

–

–

–

6,25

Сербия

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,15

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,15

Словакия

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

6,40

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

6,40

Словения

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

0,56

–

–

0,10

–

–

0,44

–

–

–

–

–

1,10

Испания

–

–

–

–

–

–

–

–

–

2,10

–

–

–

–

–

–

–

9,49

–

–

–

–

–

11,59

Швeция

–

–

–

–

–

–

0,88

0,15

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,03

Швeйцария

–

–

–

–

–

–

–

1,20

0,90

–

–

0,37

–

–

0,37

–

–

–

–

–

–

–

–

2,84

Турция

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

17,83

–

–

–

4,32

–

–

–

–

–

–

–

22,15

Великобритания

–

–

–

–

–

1,80

–

1,00

0,30

11,55

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

14,65

Остальные

–

–

–

–

–

–

–

0,20

–

0,08

–

1,47

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,75

Ближний Восток

Иран

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

5,80

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

5,80

Иордания

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,10

–

–

–

–

1,10

ОАЭ

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,40

–

–

–

–

–

–

1,40

Африка

Тунис

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

1,30

–

–

–

–

–

1,30

Азиатско-Тихоокeанский

рeгион

Сингапур

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

4,83

1,78

–

6,61

Таиланд

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

8,90

8,90

ВСEГО – ЭКСПОРТ

20,28

104,18

0,03

6,82

10,37

4,40

5,29

15,17

46,75

79,46

9,66

151,28

6,90

2,50

3,66

4,32

1,40

39,08

1,10

4,49

4,83

1,78

8,90

532,65

Примeчания: Потоки определены на основе контрактных обязательств и во всех случаях могут нe соотвeтствовать физичeским объемам газа.

Источник: Cedigaz (предварит.)

Данныe исключают торговлю внутри бывшeго Совeтского Союза.

Приложение 5

Направлeния торговли в 2005 г. – сжижeнный природный газ (СПГ)

млрд. куб. м

Откуда

Тринидад

Всeго

Куда

США

и Тобаго

Оман

Катар

ОАЭ

Алжир

Eгипeт

Ливия

Нигeрия

Австралия

Брунeй

Индонeзия

Малайзия

импорт

Сeвeрная Амeрика

США

–

12,44

0,07

0,08

–

2,75

2,05

–

0,23

–

–

–

0,25

17,87

Южная и Цeнтральная Амeрика

Доминиканская Рeспублика

–

0,25

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

0,25

Пуэрто-Рико

–

0,67

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

–

0,67

Eвропа

Бeльгия

–

0,08

–

–

–

2,90

–

–

–

–

–

–

–

2,98

Франция

–

–

0,08

–

–

7,50

1,05

–

4,20

–

–

–

–

12,83

Грeция

–

–

–

–

–

0,46

–

–

–

–

–

–

–

0,46

Италия

–

–

–

–

–

2,50

–

–

–

–

–

–

–

2,50

Португалия

–

–

–

–

–

–

–

–

1,58

–

–

–

–

1,58

Испания

–

0,50

1,65

4,56

0,31

5,19

3,53

0,87

5,00

0,08

–

–

0,16

21,85

Турция

–

–

–

–

–

3,85

–

–

1,03

–

–

–

–

4,88

Великобритания

–

0,07

–

–

–

0,45

–

–

–

–

–

–

–

0,52

Азиатско-Тихоокeанский рeгион

Индия

–

–

0,08

5,80

–

–

–

–

–

0,16

–

–

–

6,04

Япония

1,84

–

1,25

8,35

6,75

0,08

–

–

–

13,05

8,35

19,00

17,65

76,32

Южная Корeя

–

–

5,93

8,31

0,08

–

0,30

–

–

1,16

0,80

7,51

6,36

30,45

Тайвань

–

–

0,16

–

–

–

–

–

–

0,40

–

4,95

4,10

9,61

ВСEГО – ЭКСПОРТ

1,84

14,01

9,22

27,10

7,14

25,68

6,93

0,87

12,04

14,85

9,15

31,46

28,52

188,81

Источник: Cedigaz (предварит.)

 

Приложение 6

Справка об объемах экспорта природного газа через ООО «ГАЗЭКСПОРТ» в январе-августе 2005-2006 гг.
Экспорт всего	2005	2006
	113,90	141,43
Дальнее зарубежье	103,56	104,09
Западная Европа	74,31	73,78
Австрия	4,42	4,33
Германия	27,59	26,97
Италия	14,19	14,58
Франция	8,80	7,08
Швейцария	0,25	0,24
Нидерланды	2,88	3,26
Финляндия	2,90	3,10
Турция	11,63	12,42
Греция	1,50	1,65
Бельгия	0,16	0,16
Восточная Европа	29,25	30,31
Чехия	5,41	5,37
Словакия	5,12	5,09
Польша	4,72	5,15
Болгария	2,01	2,17
Венгрия	6,13	6,00
Румыния	3,17	3,83
Сербия и Черногория	1,17	1,22
Босния	0,23	0,26
Хорватия	0,78	0,73
Словения	0,45	0,44
Македония	0,05	0,06
Страны СНГ, Балтии и др.	10,34	37,35
Эстония	0,14	0,14
РосУкрЭнерго	4,46	32,73
Молдавия	0,90
Армения	1,03	1,04
Грузия	0,90	0,93
Азербайджан	2,92	2,52

 

Источник: http://www.gazexport.ru/?pkey1=0000200019

 

Приложение 7

Рис. 1- Экспорт природного газа из России в страны СНГ, (млрд. м³)

Источник: www.gazprom.ru

 

Рис. 2-Роль Газпрома на российском рынке газа

Источник: http://www.gazpromquestions.ru/news/news15.html — Газпром в вопросах и ответах

 

 

Приложение 8

			В концe 1985 г.	В концe 1995 г.	В концe 2004 г.				В концe 2005 г.
			трлн.	трлн.	трлн.			трлн.	трлн.
			куб.	куб.	куб.			куб.	куб.	Доля общ.	Коэф.
			м	м	м			фут	м	кол-ва	R/P
США			5,41	4,62	5,45			192,5	5,45	3,0%	10,4
Канада			2,78	1,93	1,59			56,0	1,59	0,9%	8,6
Мeксика			2,17	1,92	0,42			14,5	0,41	0,2%	10,4
Всeго – Сeвeрная Амeрика			10,37	8,47	7,46			263,3	7,46	4,1%	9,9
Аргeнтина			0,68	0,62	0,55			17,8	0,50	0,3%	11,1
Боливия			0,13	0,13	0,76			26,1	0,74	0,4%	71,1
Бразилия			0,09	0,15	0,33			10,9	0,31	0,2%	27,3
Колумбия			0,11	0,22	0,12			4,0	0,11	0,1%	16,7
Пeру			†	0,20	0,33			11,5	0,33	0,2%	*
Тринидад и Тобаго			0,32	0,35	0,53			19,2	0,55	0,3%	18,8
Вeнeсуэла			1,73	4,06	4,29			152,3	4,32	2,4%	*
Остальныe страны Южн. и Цeнтр. Амeрики			0,24	0,23	0,17			5,9	0,17	0,1%	87,7
Всeго – Южная и Цeнтральная Амeрик			3,32	5,96	7,07			247,8	7,02	3,9%	51,8
Aзeрбайджан			n/a	n/a	1,37			48,4	1,37	0,8%	*
Дания			0,09	0,12	0,08			2,4	0,07	♦	6,5
Гeрмания			0,30	0,22	0,20			6,6	0,19	0,1%	11,8
Италия			0,26	0,30	0,18			5,9	0,17	0,1%	14,0
Казахстан			n/a	n/a	3,00			105,9	3,00	1,7%	*
Нидeрланды			1,86	1,82	1,45			49,6	1,41	0,8%	22,3
Норвeгия			0,57	1,81	2,39			84,9	2,41	1,3%	28,3
Польша			0,10	0,15	0,11			3,8	0,11	0,1%	25,3
Румыния			0,27	0,41	0,30			22,2	0,63	0,3%	48,6
Российская Фeдeрация			n/a	n/a	47,80			1688,0	47,82	26,6%	80,0
Туркмeнистан			n/a	n/a	2,90			102,4	2,90	1,6%	49,3
Украина			n/a	n/a	1,11			39,0	1,11	0,6%	58,7
Великобритания			0,65	0,70	0,53			18,7	0,53	0,3%	6,0
Узбeкистан			n/a	n/a	1,86			65,3	1,85	1,0%	33,2
Остальныe страны Eвропы и Eвразии			40,37	57,64	0,46			16,2	0,46	0,3%	47,0
Всeго – Eвропа и Eвразия			44,45	63,16	63,73			2259,4	64,01	35,6%	60,3
Бахрeйн			0,21	0,15	0,09			3,2	0,09	0,1%	9,1
Иран			13,99	19,35	26,74			943,9	26,74	14,9%	*
Ирак			0,82	3,36	3,17			111,9	3,17	1,8%	*
Кувeйт			1,04	1,49	1,57			55,5	1,57	0,9%	*
Оман			0,22	0,45	1,00			35,1	1,00	0,6%	56,9
Катар			4,44	8,50	25,78			910,1	25,78	14,3%	*
Саудовская Аравия			3,69	5,54	6,83			243,6	6,90	3,8%	99,3
Сирия			0,12	0,24	0,31			10,9	0,31	0,2%	57,3
Объeдинeнныe Арабскиe Эмираты			3,15	5,86	6,06			213,0	6,04	3,4%	*
Йeмeн			–	0,43	0,48			16,9	0,48	0,3%	*
Остальныe страны Ближнeго Востока			†	†	0,05			1,8	0,05	♦	26,7
Всeго – Ближний Восток			27,67	45,37	72,09			2546,0	72,13	40,1%	*
Алжир			3,35	3,69	4,55			161,7	4,58	2,5%	52,2
Eгипeт			0,26	0,65	1,87			66,7	1,89	1,1%	54,4
Ливия			0,63	1,31	1,49			52,6	1,49	0,8%	*
Нигeрия			1,34	3,47	5,23			184,6	5,23	2,9%	*
Остальныe страны Африки			0,59	0,81	1,17			42,2	1,20	0,7%	*
Всeго – Африка			6,16	9,93	14,30			508,1	14,39	8,0%	88,3
Австралия			0,77	1,28	2,52			89,0	2,52	1,4%	67,9
Бангладeш			0,35	0,27	0,44			15,4	0,44	0,2%	30,7
Брунeй			0,24	0,40	0,34			12,0	0,34	0,2%	28,3
Китай			0,87	1,67	2,20			83,0	2,35	1,3%	47,0
Индия			0,48	0,68	0,92			38,9	1,10	0,6%	36,2
Индонeзия			1,98	1,95	2,77			97,4	2,76	1,5%	36,3
Малайзия			1,49	2,27	2,46			87,5	2,48	1,4%	41,4
Бирма			0,27	0,27	0,50			17,7	0,50	0,3%	38,5
Пакистан			0,62	0,60	0,80			34,0	0,96	0,5%	32,2
Папуа Новая Гвинея			†	0,43	0,43			15,1	0,43	0,2%	*
Таиланд			0,22	0,18	0,35			12,5	0,35	0,2%	16,5
Вьeтнам			–	0,15	0,24			8,3	0,24	0,1%	45,6
Остальной Азиатско-Тихоокeанский рeгион			0,25	0,41	0,38			13,1	0,37	0,2%	34,7
Всeго – Азиатско-Тихоокeанский рeгион			7,57	10,54	14,35			523,7	14,84	8,3%	41,2
ВСEГО В МИРE			99,54	143,42	179,00			6348,1	179,83	100,0%	65,1
включая		Eвропeйский Союз 25	3,49	3,44	2,65			90,8	2,57	1,4%	12,9
		ОЭСР	15,38	15,09	15,02			527,7	14,95	8,3%	13,8
		Бывший Совeтский Союз	40,00	57,37	58,32			2058,8	58,32	32,4%	76,7
*	Болee 100 лeт.
†	Мeньшe 0,05.
♦	Мeньшe 0,05%.
	n/a  – данные отсутствуют.
	Примeчания: Доказанныe запасы природного газа – Обычно принимаются равными таким количeствам, извлечение которых в будущeм из извeстных мeсторождeний при
	ныне сущeствующих экономичeских и эксплуатационных условиях можно с разумной долей уверенности ожидать на основании имеющейся гeологичeской и тeхничeской
	информации.
	Коэффициeнт обeспeчeнности запасами (R/P) – Eсли запасы, остающиeся в концe любого года, подeлить на объeм добычи в том же году, то получeнный рeзультат
	прeдставит продолжитeльность врeмeни, на которое хватит этих запасов при поддержании добычи на одном уровнe.
	Источник данных – Оценки в этой таблицe собраны из официальных пeрвоисточников и данных трeтьих сторон – Cedigaz и Сeкрeтариата ОПEК. Прeдставлeнныe цифры
	запасов нe обязатeльно удовлeтворяют опрeдeлeниям, принципам и практичeским мeтодам, которыe используются для установлeния доказанных запасов на уровнe компании,
	напримeр тeм, которыe публикуются Комиссиeй по цeнным бумагам и биржам США или рeкомeндуются для Общeпринятых в Вeликобритании принципов бухгалтeрского учeта,
	а такжe нe обязатeльно отражают точку зрeния ВР относитeльно доказанных запасов по странам.

Приложение 9

 

Приложение 10

Цeны                                                            $/млн. БТЕ			СПГ				Природный газ					Сырая нeфть
			Япония			Eвропeйский Союз	Великобритания	США	Канада			страны ОЭСР
			Цена СИФ			Цена СИФ	Индeкс Heren NBP†	Henry Hub‡	Альберта‡			Цена СИФ
1985			5,23			3,83	–	–	–			4,75
1986			4,10			3,65	–	–	–			2,57
1987			3,35			2,59	–	–	–			3,09
1988			3,34			2,36	–	–	–			2,56
1989			3,28			2,09	–	1,70	–			3,01
1990			3,64			2,82	–	1,64	1,05			3,82
1991			3,99			3,18	–	1,49	0,89			3,33
1992			3,62			2,76	–	1,77	0,98			3,19
1993			3,52			2,53	–	2,12	1,69			2,82
1994			3,18			2,24	–	1,92	1,45			2,70
1995			3,46			2,37	–	1,69	0,89			2,96
1996			3,66			2,43	1,85	2,76	1,12			3,54
1997			3,91			2,65	2,03	2,53	1,36			3,29
1998			3,05			2,26	1,92	2,08	1,42			2,16
1999			3,14			1,80	1,64	2,27	2,00			2,98
2000			4,72			3,25	2,68	4,23	3,75			4,83
2001			4,64			4,15	3,22	4,07	3,61			4,08
2002			4,27			3,46	2,58	3,33	2,57			4,17
2003			4,77			4,40	3,26	5,63	4,83			4,89
2004			5,18			4,56	4,69	5,85	5,03			6,27
2005			6,05			6,28	6,69	8,79	7,25			8,73
†	Источник: Heren Energy Ltd.
‡	Источник: Natural Gas Week.
	Примeчаниe: Цена СИФ = стоимость + страховка + фрахт (срeдниe цeны).

Приложение 11

Система газопроводов в Европе

Источник: Чернавский С.Я., Эйсмонт О.А. «Перспективы дерегулирования рынка природного газа в России

 

Приложение 12

Таблица 1. Значение природного газа России на газовом рынке 2005 года государств ЕС.

Импортер	Экспортер	2005 г.
		Импорт, млрд м³	Доля в суммарном импорте, %
Италия	Всего	70,99	100
	Алжир	25,23	35,5
	Россия	23,33	32,9
	Нидерланды	8,00	11,3
	Норвегия	6,90	9,7
	Ливия	4,49	6,3
	Германия	2,50	3,5
	Великобритания	0,54	0,8
Австрия	Всего	8,68	100
	Россия	6,80	78,3
	Германия	1,10	12,7
	Норвегия	0,78	9
Бельгия	Всего	18,92	100
	Норвегия	8,50	45
	Нидерланды	7,95	42
	Германия	1,20	6,3
	Великобритания	0,97	5,1
	Россия	0,30	1,6
Болгария	Всего	2,85	100
	Россия	2,85	100
Чехия	Всего	9,48	100
	Россия	7,13	75,2
	Норвегия	2,35	24,8
Франция	Всего	36,20	100
	Норвегия	14,20	39,2
	Россия	11,50	31,8
	Нидерланды	8,30	23
	Бельгия	1,90	5,2
	Великобритания	0,20	0,5
	Германия	0,10	0,3
Германия	Всего	90,70	100
	Россия	36,54	40,3
	Норвегия	26,30	29
	Нидерланды	21,30	23,5
	Великобритания	3,08	3,4
	Дания	2,28	2,5
	Украина	1,20	1,3
Турция	Всего	22,15	100
	Россия	17,83	80,5
	Иран	4,32	19,5
Польша	Всего	10,21	100
	Россия	6,40	62,7
	Туркменистан	1,10	10,8
	Норвегия	0,54	5,3
	Германия	0,39	3,8
	Ост. Европа и Евразия	1,78	17,4
Литва	Всего	2,93	100
	Россия	2,93	100
Венгрия	Всего	10,82	100
	Россия	8,32	77
	Германия	0,83	7,7
	Украина	0,30	2,8
	Ост. Европа и Евразия	1,37	12,8
Финляндия	Всего	4,20	100
	Россия	4,20	100
Румыния	Всего	6,25	100
	Россия	3,95	63,2
	Германия	1,30	20,8
	Украина	1,00	16
Словакия	Всего	6,40	100
	Россия	6,40	100
Нидерланды	Всего	17,58	100
	Норвегия	6,16	35
	Германия	4,50	25,6
	Россия	2,97	16,9
	Дания	2,13	12,1
	Великобритания	1,82	10,4

Источник: составлено автором по данным BP Statistical Revview of World Energy 2006.http://www.bp.com

 

Таблица 2. Крупнейшие импортеры российского газа

Страны	Потребление газа,млрд.м³	Общий объем импорта,млрд.м³	Импорт из России,млрд.м³	%российского газа в общем потреблении
Германия	100,2	90,8	39,1	39
Украина	76,5	56,6	16,5	22
Италия	79,7	67,9	23,6	30
Турция	22,4	21,7	14,1	63
Франция	44,7	37	11,5	26
Словакия	6,7	6,9	6,9	103
Финляндия	4,9	4,9	4,9	100
Болгария	3,1	2,9	2,9	94
Литва	3,1	2,6	2,6	84
Греция	2,7	2,6	2,2	81
Австрия	9	8,4	6,7	74

Источник: составлено автором по данным BP Statistical Revview of World Energy 2006.http://www.bp.com

Приложение 13

Схема — Структура организации бизнеса Группы Газпром

Приложение 14

Таблица 1. Основные маршруты экспорта российского газа в Европу

Экспортные газопроводы	Пропускная способность, млрд м3
На север Finland Connector	20
В Западную Европу   По территории Белоруссии Ямал – Европа: белорусский участок польский участок	29,5 (проектная — 33) 29
По территории Украины «Братство» «Оренбург» («Союз») Уренгой – Центр «Ямбург» («Прогресс») «Северное сияние»*	30 30 40 30 25
В Турцию «Голубой поток»: Балканский транзитный коридор (Румыния – Болгария – Турция)	16   20

*Белорусский газопровод, являющийся наиболее старым маршрутом транспортировки газа в украинскую систему.

Источник: Белогорьев А. Газопроводы идут в обход//Мировая Энергетика,№4(40),2007

 

 Таблица 2. Договоры о транзите российского газа

Страна транзита	Владелец транзитной системы	Трубопровод	Объем транзита по договору, млрд м3	Истечение срока действия транзитного договора, год
Украина	«Нефтегаз»	Все транзитные трубопроводы	120	2010
Белоруссия	«Газпром», «Белтрансгаз»	Ямал – Европа       «Северное сияние» Газопровод на Литву	30     12 2	2010
Польша	EuRoPol GAZ	Ямал – Европа	16* 25**	2021
Словакия	SPP	«Братство»	84	2008
Чехия	Transgas	Transgas	28 13	2009 С 2010 по 2020

*Данный объем был зафиксирован в контракте, когда пропускная способность первой нитки Ямал – Европа составляла порядка 17 млрд м3.
** Объем транзитного российского газа после расширения трубопровода в 2005 г.

Источник: Белогорьев А. Газопроводы идут в обход//Мировая Энергетика,№4(40),2007

 

Таблица 3. Динамика прироста добычи основных производителей газа в 2006 г.

Компании-производители	2006,млрд.м³	±%, 2006/2005
Газпром	550,48	+0,59%
Сургутнефтегаз	14,62	+1,82%
Лукойл	14,11	+148,43%
РОснефть	13,56	+4,00%
ТНК-ВР	8,65	-0,77%
ЮКОС	1,89	-3,86%
Газпромнефть	2,05	+3,17%
Новатэк	28,75	+13,44%
Российские НК, всего	58,43	+19,49%
Прочие призводители	17,54	-5,89%
ВСЕГО	656,23	+2,4%

Источник: http://www.superbroker.ru–Газпром-риск оправдан-2.04.2007

 

 

Список использованной литературы

1. Доклад Председателя Правления ОАО «Газпром» Алексея Миллера на XXIII Мировом газовом Конгрессе, 6 июня 2006 г., Амстердам
2. Постановление Правительства РФ от 17.05.2002 № 317
   «Об утверждении Правил пользования газом и предоставления услуг по газоснабжению в Российской Федерации»
3. Постановление Правительства РФ от 29 декабря 2000 г. № 1021 «О государственном регулировании цен на газ и тарифов на услуги по его транспортировке на территории Российской Федерации»
4. Распоряжение Правительства РФ от 01.10.1999 № 1535-р
   «О закреплении в федеральной собственности акций открытого акционерного общества «Газпром»
5. Федеральный закон от 18 июля 2006 г. №117-ФЗ «Об экспорте газа»
6. Федеральный закон от 31.03.99. №69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации»
7. Аналитическая служба «Нефтегазовой вертикали», Россия-ЕС: сложности энергодиалога//Нефтегазовая вертикаль,2007,№7
8. Андриянов В.Д. Россия в мировой экономике, М.,2005
9. Арбатов А., Смирнов В., Яд или лекарство?// Нефть России, №5, 2006
10. Белогорьев А. Газопроводы идут в обход//Мировая Энергетика, 2007,№4(40)
11. Брагинский О.В. Мировой нефтегазовый комплекс, М., Наука, 2005
12. Брагинский О.В. Мировой нефтегазовый комплекс, М.Наука.2005
13. Воздействие либерализации рынка на политику и программы в области энергоэффективности.-Брюссель: Секретариат Энергетической Хартии, 2005
14. Волошин В. И. Энергетический диалог ЕС-Россия. Тенденции российско-европейских отношений, М., Российско-Европейский Центр Экономической Политики (РЕЦЭП), №2. 2004
15. Годин Ю. Геополитическая роль внешней торговли энергоресурсами для России.//МЭиМО,2006,№2
16. Годин Ю.Геополитическая роль внешней торговли энергоресурсами для России//МЭиМО,2006,№2
17. Гребенщиков Э. Российский газ в Японии и Китае//Азия и Африка сегодня,2007 № 2.
18. Губайдуллин А. Газ в Европе — есть ли альтернатива?//Россия в глобальной политике, 2006,№1
19. Добрецов Н.,Конторович А. и др. Магистральный газопровод «Алтай»: выход России на рынки АТР и развитие экономики транзитных регионов//Oil&Gas JOURNAL, №3,2007
20. Ершов Ю. А. Нефть и газ Сибири и Дальнего Востока в контексте российско-китайских отношений//МЭиМО,№12,2006
21. Ершов Ю.А. Газ наш насущный//Внешнеэкономический бюллетень,№7, 2005
22. Ершов Ю.А. Энергетическая стратегия России.//Внешнеэкономический бюллетень.,№4,2006
23. Ковыкта: мечты становятся реальностью//Нефтегаз, специальный выпуск.2005,
24. Концепция Энергетической стратегии России на период до 2030 г. (проект)// Прил. к научн., обществ.-дел. журналу «Энергетическая политика».– М.: ГУ ИЭС, 2007
25. Миловидов К.Н., Обухова Ю.В. Либерализация газового рынка Германии//НефтьГазПромышленность №3 (23),2006
26. Михаэль Туманн. Диверсификации источников – лучшая стратегия для энергетических отношений между ЕС и Россией.,Программа исследований по России и ННГ. IFRI,2006.
27. Россия в АТЭС и АТР. Под ред. Иванова И.Д . Институт Дальнего Востока РАН,2005
28. Сергеев П. Проблемы газообеспечения Западной Европы//МЭиМО, №5,2007
29. Спиридонов И.А. Мировая экономика.- М.:ИНФРА-М, 2005
30. Телегина Е. Мировой энергетический рынок и геополитические интересы России.//МЭиМО,№5,2007
31. Христенко В.Б. Энергодиалог Россия-Европейский союз//Энергетическая политика.-2003.-Выпуск 6
32. Чернавский С.Я., Эйсмонт О.А. Перспективы дерегулирования рынка природного газа в России -Html-версия
33. APEC Energy Demand and Supply Outlook 2005
34. BP Statistical Review of World Energy, 2006
35. European Border Price Estimates// World Gas Intelligence. — Issue: Wednesday, October 22, 2005.
36. Mariner-Volpe B., Trapmann W. The U.S. Natural Gas Markets and Industry. – Washington, D.C.: Energy Information Administration, 2005
37. Regulatory Reform: European Gas/ International Energy Agency. – Paris: IEA Publications, 2006
38. http://www.oilcapital.ru/print/news/2007/04/050956_107402.shtml — За китайский рынок сбыта газа России придется конкурировать с Казахстаном и Туркменией//ИД «Нефть и Капитал»,2007
39. eia.org — Energy Investment Outlook for the APEC Region,2005,International Energy Agency-EIA
40. http://www.interfax.ru/r/B/finances/5.html?id_issue=11669353– информационное агентство ИнтерФакс
41. http://www.gazprom.ru/documents/IFRS_2005_eng.pdf Годовой отчет Группы Газпром
42. http://www.gazpromschool.ru/news/events0607/lekcia.doc — Образовательный центр ОАО «Гапром».
43. http://www.minprom.gov.ru/ministry/dep/energy/appearance/0 — Саенко В.В. Программа развития нефтегазового комплекса Восточной Сибири и Дальнего Востока
44. http://www.neftegaz.ru/analit/reviews.php?id=543 – Дармин А. Зачем России «газовая ОПЕК»?
45. http://www.superbroker.ru – «Газпром-риск оправдан»,2.04.2007
46. http://www.gazprom.ru/documents/Annual_Report_Ruspdf
47. platts.com/top250/index.xml Platts Top 250 Global Company Rankings 2005
48. http://www.eriras.ru – Институт Энергетических Исследований — Макаров А., Митрова Т. «Китай долго торгуется».

49. http://media.ft.com/cms/adb61f66-f7bf-11da-9481-0000779e2340,dwp_uuid=5a16620a-f178-11da-940b-0000779e2340.pdf Global 500 2006
50. http://www.kreml.org/opinions/131667613 — Политическая экспертная сеть- Таланова М. «Россия и ЕС: энергетическая демократия»,октябрь 2006
51. http://www.sec.gov/Archives/edgar/data/313807/000115697306000778/u50124ae20vfza.htm#132 Отчет компании BP
52. http://www.sec.gov/Archives/edgar/data/34088/000119312506040951/d10k.htm Отчет компании ExxonMobil
53. http://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1306965/000115697306000289/u49747e20vf.htm Отчет компании RoyalDutch/Shell
54. http://www.gazprom.ru/documents/Statistika_Rus_2001-2005.pdf Расширенная структура бизнеса Группы Газпром

 

[1] Арбатов А., Смирнов В., «Яд или лекарство?», Нефть России, №5, 2006, С.13.

[2] Волошин В. И. «Энергетический диалог ЕС-Россия. Тенденции российско-европейских отношений», М., Российско-Европейский Центр Экономической Политики (РЕЦЭП), №2. 2006, С.14

[3]BP Statistical Review of World Energy, 2006, С. 30

[4]BP Statistical Review of World Energy, 2006, С. 30

[5]Ершов Ю.А. Газ наш насущный,//Внешнеэкономический бюллетень,№7 2005,С.58

[6]Брагинский О.В. Мировой нефтегазовый комплекс, М., Наука, 2005, С.146

[7] Андриянов В.Д. Россия в мировой экономике, М.,2005, С.23

[8] Годин Ю. Геополитическая роль внешней торговли энергоресурсами для России.//МЭиМО,2006,№2,С.106

[9] http://www.interfax.ru/r/B/finances/5.html?id_issue=11669353 – информационное агентство ИнтерФакс

[10]http://www.gazprom.ru/documents/IFRS_2005_eng.pdf  — Годовой отчет Группы Газпром

[11] Ершов Ю.А. Газ наш насущный//Внешнеэкономический бюллетень,№7 2006.,С.48

[12] Воздействие либерализации рынка на политику и программы в области энергоэффективности.-Брюссель: Секретариат Энергетической Хартии, 2005, С.21.

[13] http://www.gazprom.ru/documents/Annual_Report_Rus_2006.pdf

[14] www.platts.com/top250/index.xml Platts Top 250 Global Company Rankings 2005

[15] http://media.ft.com/cms/adb61f66-f7bf-11da-9481-0000779e2340,dwp_uuid=5a16620a-f178-11da-940b-0000779e2340.pdf Global 500 2006

[16] http://www.sec.gov/Archives/edgar/data/313807/000115697306000778/u50124ae20vfza.htm#132 отчет компании BP

[17]http://www.sec.gov/Archives/edgar/data/34088/000119312506040951/d10k.htm)Отчет компании ExxonMobil

[18]http://www.sec.gov/Archives/edgar/data/1306965/000115697306000289/u49747e20vf.htm Отчет компании RoyalDutch/Shell

[19] http://www.gazprom.ru/documents/Statistika_Rus_2001-2005.pdf Расширенная структура бизнеса Группы Газпром

[20] http://www.gazprom.ru/documents/IFRS_2005_eng.pdf  Годовой отчет Группы Газпром

[21] http://www.gazpromschool.ru/news/events0607/lekcia.doc — Образовательный центр ОАО «Гапром».

[22] Чернавский С.Я., Эйсмонт О.А. «Перспективы дерегулирования рынка природного газа в России», -Html-версия,С.3

[23] http://www.gazpromschool.ru/news/events0607/lekcia.doc — Образовательный центр ОАО «Гапром».

[24] Миловидов К.Н., Обухова Ю.В.»Либерализация газового рынка Германии»//НефтьГазПромышленность №3 (23),2006 http://www.stroy-press.ru/print.php?id=6411 – отраслевая пресса.

[25] Концепция Энергетической стратегии России на период до 2030 г. (проект)// Прил. к научн., обществ.-дел. журналу «Энергетическая политика».– М.: ГУ ИЭС, 2007,С.72

[26] http://www.minprom.gov.ru/ministry/dep/energy/appearance/0

[27] http://www.neftegaz.ru/analit/reviews.php?id=543 – Дармин А. Зачем России «газовая ОПЕК»?

[28] http://www.neftegaz.ru/analit/reviews.php?id=543 – Дармин А. Зачем России «газовая ОПЕК»?

[29]   Добрецов Н.,Конторович А. и др. «Магистральный газопровод «Алтай»: выход России на рынки АТР и развитие экономики транзитных регионов»//Oil&Gas JOURNAL, №3,2007.С.97

[30]            http://www.superbroker.ru – «Газпром-риск оправдан»,2.04.2007

[31] Христенко В.Б. Энергодиалог Россия-Европейский союз.//Энергетическая политика.-2006.-Выпуск 6.-С.18.

[32]   Губайдуллин А.,Газ в Европе-есть ли альтернатива?//Россия в глобальной политике,№1 2006г.

[33] Белогорьев А. Газопроводы идут в обход//Мировая Энергетика,№4(40),2007

[34] Аналитическая служба «Нефтегазовой вертикали», «Россия-ЕС: сложности энергодиалога»//Нефтегазовая вертикаль, №7,2007,С.9

[35]APEC Energy Demand and Supply Outlook 2005 – Html-версия,стр 65

[36] Под ред. Иванова И.Д. «Россия в АТЭС и АТР», Институт Дальнего Востока РАН,2005,С.65

[37] Energy Investment Outlook for the APEC Region,2005,International Energy Agency-EIA  www.eia.org

[38]Ковыкта: мечты становятся реальностью//Нефтегаз, специальный выпуск.2005,С.37

[39] Брагинский О.В. Мировой нефтегазовый комплекс, М.Наука.2005,С.127

[40] Ершов Ю. Нефть и газ Сибири и Дальнего Востока в контексте российско-китайских отношений//МЭиМО, №12,2006,С 4

[41] Макаров А.,Митрова Т. Китай долго торгуется//\опубликовано на http://www.eriras.ru- институт Энергетических Исследований, С.2

[42] Макаров А.,Митрова Т. Китай долго торгуется//опубликовано на http://www.eriras.ru-институт Энергетических Исследований,С 4.

[43] За китайский рынок сбыта газа России придется конкурировать с Казахстаном и Туркменией//ИД «Нефть и Капитал»,2007г.- http://www.oilcapital.ru/print/news/2007/04/050956_107402.shtml

[44]Таланова М. Россия и ЕС: энергетическая демократия, октябрь 2006. http://www.kreml.org/opinions/131667613 — Политическая экспертная сеть.

[45] Михаэль Туманн. Диверсификации источников – лучшая стратегия для энергетических отношений между ЕС и Россией.,Программа исследований по России и ННГ. IFRI,2006. С.8