WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 ||

«Чернавский С.Я., Эйсмонт О.А. ...»

-- [ Страница 2 ] --

В результате этих открытий к концу 70-х годов в Европе стало добываться настолько значительное количество природного газа, что возник большой европейский рынок природ ного газа. Чтобы стал понятен его объем и перспективы, рассмотрим запасы природного газа в Европе.

4.4. Запасы природного газа для европейского рынка Что представляют собой запасы природного газа для Европы сейчас. Во-первых, это остаточные запасы11 природного газа на суше самой Европы. Во-вторых, это остаточные за пасы месторождений на морском шельфе европейских стран. В-третьих, это остаточные за пасы окружающих Европу стран, которые могут быть конкурентоспособны на европейском рынке газа.

В таблице 9 представлены данные о запасах природного газа, некоторые из которых уже сейчас используются, а другие расположены не так далеко от европейских потребителей и в будущем могут быть включены в европейский рынок.

Запасами по международному определению называются промышленные и экономически приемлемые ре сурсы. По российской классификации – это примерно соответствует запасам категорий A+B+C1.

Таблица 9. Распределение запасов природного газа в Европе и соседних регионах и странах, на конец 2000 г.

млрд. м3 % от запасов Европы Австрия 26 0. Дания 144 1. Франция 8 0. Германия 264 3. Греция 1 0. Венгрия 32 0. Ирландия 35 0. Италия 199 2. Голландия 1655 20. Норвегия 4017 49. Польша 146 1. Словакия 15 0. Турция 9 0. Англия 1195 14. Всего OECD 7746 94. Албания Болгария 6 0. Хорватия 29 0. Югославия 43 0. Румыния 335 4. Европа, всего 8159 100. Страны б.СССР 55977 Ближний Восток 58733 Алжир 4520 Всего, соседи 119230 Источник: IEA Statistics. Natural Gas Information. 2002. Pp. II.50-II.51.

Запасы природного газа по странам Европы распределены очень неравномерно. У од них стран – Бельгии, Чехии, Финляндии, Греции, Ирландии, Португалии, Словакии, Испа нии, Швеции, Швейцарии, Турции, Албании, Болгарии, Хорватии месторождений природно го газа либо вовсе нет, либо его запасы невелики. Во Франции небольшие запасы природного газа расположены на юго-западе страны. Газовые месторождения небольшой мощности име ются на юго-востоке и юго-западе Венгрии. Довольно большие запасы природного газа в акватории Северного моря имеют Голландия, Норвегия и Англия Есть природный газ на тер ритории Румынии, но это, в основном, НПГ нефтяных месторождений, использование кото рого требует дополнительных затрат.

Таким образом, потребность в институтах, специфических именно для рынка природ ного газа, в Европе могла возникнуть только во второй половине 60-х годов, когда «боль шой» природный газ пришел в Европу. Вначале он пришел из Голландии, затем из Англии, потом из Норвегии. Этот «большой» газ создал потребность в институтах, обслуживающих межстрановые потоки природного газа.

Значительные запасы природного газа в расположенных на границах Европы госу дарств и приход в Европу газа из России, Туркменистана, Алжира, создали потребность в таких институтах, которые могли бы обеспечить выгодные для Европы условия импорта природного газа из этих стран.

4.5. Рост европейского рынка газа и создание его транспортной инфраструктуры 4.5.1. Факторы роста привлекательности природного газа в Европе Разработка газовых месторождений Северного моря в конце 60-х – начале 70-х годов вытеснила с газовых рынков европейских стран использование горючих газов, производи мых из угля и нефти, и стимулировала потребителей органического топлива переходить от использования жидкого и твердого топлива к газовому. Использование этих месторождений было возможно только при сооружении газопроводов, связывающих добывающие платфор мы с терминалами на побережье Англии, Норвегии, Германии и Дании.

Естественным продолжением газопроводов морской прокладки стали магистральные газопроводы, проложенные вглубь континента. Разработка крупных газовых месторождений в СССР и потребность страны в твердой валюте, в свою очередь, привела к тому, что начал расти импорт природного газа в Европу из СССР. Таким образом, на территории Европы стала сооружаться и расти структура крупных газопроводов. При этом некоторые страны, такие, как Словакия, Чехия и др. выполняли функцию транзита природного газа, так как мощности потоков газа, поступающих на границы этих стран, значительно превышали соб ственные потребности этих стран в природном газе.

В 1971 году общий объем межстрановых потоков природного газа в Европе составлял уже 23.9 млрд. м3, и управление этим потоком, пересекающим границы Европейских госу дарств уже требовал создания институтов, обеспечивающих как стабильность всего этого бизнеса, так и обеспечения интересов поставщиков и потребителей газа. Кроме того, пред ложение природного рынка увеличивало спрос на него, а благодаря созданию транспортной инфраструктуры возникал рынок природного газа и в тех странах, где природный газ до это го не использовался.

Импорт газа в Европу в это время тоже уже был значительным, но он весь приходился на СССР и составлял 8.3 млрд. м3. Отношения с СССР в то время были результатом отдель ных соглашений. В целом, характеризуя этот период, можно высказать гипотезу о том, что до начала мировых энергетических кризисов в Европе уже был накоплен опыт в работе ин ститутов, обслуживающих межстрановые потоки газа внутри Европы, а также опыт в веде нии переговоров с СССР о поставках природного газа в Европу.

После мировых энергетических кризисов 1974-1975 и 1979 годов цены нефти и неф тепродуктов на мировых рынках выросли в реальном выражении в несколько раз. Перед раз витыми (в том числе и европейскими) странами с их высоким душевым потреблением энер гии и продуктов, производимых на базе углеводородов, встал вопрос: «Как современное по стиндустриальное общество может снизить зависимость от нефти, чем можно заменить нефть и нефтепродукты, в каких секторах экономики, в каком объеме и какой ценой?».

Определенная ставка в Европе была сделана на ядерную энергию. Ядерная энергия, конечно, не могла заменить химическую и нефтехимическую промышленность, где углево дороды используются в качестве сырья, однако вытеснить мазут из сферы производства электроэнергии, она вполне могла бы. В Великобритании, Германии, Франции, Бельгии, Ав стрии, Швеции, Испании были построены АЭС. Во Франции ядерная энергия стала домини рующим энергоресурсом для производства электроэнергии (это положение сохраняется там до сих пор). Однако известные аварии сначала в США в 1979 году на АЭС Three Mile Island, а затем в 1986 году в СССР на Чернобыльской АЭС коренным образом повлияли во многих европейских странах на отношение к ядерной энергетике. Построенные АЭС, как правило (но не всегда), продолжали работать, но строить их в Европе фактически перестали. В ряде стран (например, в Австрии) отказались выдать разрешения на эксплуатацию даже полно стью построенных АЭС.

Другая альтернатива нефтепродуктам в сфере производства электроэнергии – возоб новляемые источники (гидроэнергия, солнечная, геотермальная, энергия ветра и океана, биомасса, топливные элементы и т.д.) – многим поначалу тоже казалась многообещающей.

Однако дальнейшие более детальные исследования показали, что цена электроэнергии, про изводимой из возобновляемых ресурсов, как правило, слишком высока, и эффективный мас штаб этих ресурсов ограничен. Поэтому возобновляемые энергоресурсы, если и имеют, то только региональное, или даже местное значение.

Из широкомасштабных энергоресурсов в качестве альтернативы нефти остались уголь и природный газ. Месторождения угля в Европе есть (в Германии, Франции, Польше), и запасы европейского угля весьма велики. Кроме того, морской транспорт угля (мощными сухогрузами) относительно дешев. На юге, западе и севере Европы имеются достаточно мно го морских портов с развитой инфраструктурой. Через них доставляют уголь из Китая, США, Австралии, Южной Африки. Так что уголь рассматривался как широкомасштабная топлив ная альтернатива.

Однако уже в 70-х годах прошлого века в Европе развернулось быстро вобравшее в себя большое количество активных участников движение по защите окружающей среды от вредных антропогенных воздействий. Одним из приоритетных объектов внимания этого движения стал энергетический сектор. Одна из причин успешности этого движения стал фактор здоровья и жизни людей. Ценность здоровья в глазах граждан развитых стран, осо бенно Европы и США, выросла настолько, что его защита, равно как и защита окружающей среды (атмосферного воздуха, водных ресурсов, почв), стала серьезным и экономическим, и, что, может быть, было еще более существенно, политическим фактором, влияющим на вы бор между различными технологиями и ресурсами. Фактически в развитых европейских странах возник институт защиты окружающей среды, формирующий приоритеты как ис пользованию видов первичной энергии, так и технологий переработки первичной энергии в другие виды энергии. При выборе между углем и природным газом этот институт отдавал предпочтение природному газу, тем более, что предложение природного газа на рынках газа постоянно увеличивалось.

Таким образом, после 70-х годов прошлого века природный газ становился все более привлекательным энергетическим ресурсом для развитых стран - особенно для Европы, на территории которой плотность населения очень высока, и где трудно найти свободное место для размещения производителей как энергии, так и товаров, использующих «грязные» пер вичные энергоресурсы.

Свой вклад в рост привлекательности природного газа, как энергоресурса, внесло и развитие технологии производства электроэнергии. Энергомашиностроительная промыш ленность в 70 – 80-х годах прошлого века освоила производство небольших единичных энер гоблоков (мощностью 10-50 МВт, а не традиционных 300-800 МВт), в составе которых были газовые турбины. Оказалось, что если такие блоки с газовыми турбинами и утилизацией теп ла дымовых газов работают на природном газе, у них появляется значительное конкурентное преимущество по сравнению с традиционными мощными паротурбинными энергоблоками (единичной мощностью 300-800 МВт). Правда, блоки с газовыми турбинами могли сжигать только газ, а паротурбинные – не только природный газ, но и уголь или мазут, но эффектив ность сжигания топлива у газотурбинных блоков была на несколько десятков процентов вы ше, поэтому при наличии природного газа эти блоки стали вытеснять традиционные энерго блоки с рынка производства электроэнергии. Если бы топливо было дешевым, этот рост эф фективности мог оказаться недостаточным для роста спроса на природный газ. Но к концу 70-х годов цены и на нефть, и на уголь были уже подняты политикой ОПЕК очень высоко, и стало ясно, что развитым странам придется развиваться в условиях дорогой энергии. Поэто му спрос на природный газ значительно вырос, причем, как уже говорилось, не только в тех странах, которые располагали собственными запасами газа, но там, где природный газ прак тически не использовался. Рост спроса на природный газ стимулировал и создание специфи ческих для газовой отрасли институтов.

Стало очевидным, что, если собственные запасы природного газа в Европе достаточно велики, то стратегически Европа этими запасами не обеспечена. Однако окружающие Евро пу страны обладают такими большими запасами природного газа, что можно уверенно рас считывать на длительную перспективу использования природного газа в этом регионе. Столь благоприятные для Европы прогнозы основаны, прежде всего, на оценках запасов природно го газа в России, Алжире, Катаре, Туркмении, Иране, Нигерии. Одни страны из этого переч ня в силу их географического расположения способны обеспечивать Европу сетевым газом (Россия, Туркменистан, Иран, Алжир), а такие, как Алжир и Нигерия, - и сжиженным при родным газом, перевозимых в танкерах. Терминалы по приему природного газа в жидкой фа зе уже действуют в Zeebrugge (Бельгия), Montoir de Bretagne и Fos-sur-Mer (Франция), Re vithousa (Греция), Panigaglia (Италия), Sines (Португалия), C.Colon, Cartagena и Barcelona (Испания), Tekirdag (Турция).

Еще один фактор, который также увеличивал интерес к европейскому рынку природ ного газа, внешне носил характер чисто политического – это интеграция Европы. Этот про цесс неизбежно должен был сопровождаться экономической интеграцией, и рынок газа с его пронизывающими всю Европу магистральными газопроводами, конечно, должен был стать важным компонентом европейской интеграции.

Процесс роста рынка иллюстрируется данными о росте производстве и потреблении природного газа.

4.5.2. Потребление и производство природного газа на европейском рынке В таблице 10 приведены данные о потреблении природного газа.

Таблица 10. Потребление природного газа, млрд. м 1971 1973 1978 1996 1997 1998 1999 2000 Австрия 3.59 4.17 5.5 8.0 7.68 7.89 8.06 7.70 7. Бельгия 5.66 8.26 10.0 14.0 13.3 14.7 15.6 15.7 15. Чехия 1.07 1.28 2.5 9.29 9.43 9.42 9.52 9.24 9. Дания - - - 4.19 4.38 4.74 4.96 4.90 5. Финляндия - - 1.0 3.65 3.59 4.10 4.10 4.20 4. Франция 12.18 17.14 24.4 37.2 36.8 37.2 39.2 40.2 42. Германия 24.75 41.3 64.4 89.6 85.3 88.7 89.2 90.5 94. Греция - - - 0.04 0.19 0.86 1.50 2.05 2. Венгрия 3.99 5.05 8.5 12.8 12.2 12.3 12.4 12.0 13. Ирландия - - - 3.23 3.35 3.33 3.53 4.01 4. Италия 13.3 17.1 27.0 56.2 58.0 62.4 67.8 70.7 71. Люксембург 0.02 0.29 0.6 0.70 0.71 0.71 0.74 0.76 0. Голландия 28.1 40.4 46.4 53.1 49.9 49.6 48.3 48.9 49. Норвегия - - 0.78 3.34 4.43 4.95 5.49 4.19 6. Польша 7.25 8.14 11.2 13.1 13.3 13.5 12.4 13.3 13. Португалия - - - 0 0.10 0.81 2.25 2.28 2. Словакия 1.68 2.0 3.9 5.82 6.93 7.04 7.11 7.14 7. Испания 0.38 1.01 1.26 9.46 12.38 12.7 14.6 16.7 18. Швеция - - - 0.88 0.89 0.86 0.90 0.86 0. Швейцария 0.05 0.18 0.83 2.9 2.80 2.89 2.99 2.97 3. Турция - - - 8.21 9.80 10.4 12.5 14.8 15. Англия 19.57 30.0 44.3 88.6 88.45 92.3 98.0 102.0 101. Всего OECD Европы 121.6 176.3 252.5 425.2 423.9 441.2 461.1 475.1 490. 0.02 0.02 0. Албания 0.13 0.19 0.36 0.02 0.02 0. Болгария 0.31 0.21 2.92 5.86 4.68 3.92 3.38 3.68 3. Румыния 27.6 29.9 40.0 24.2 20.9 18.7 17.1 17.1 16. Босния-Герцеговина - - - 0.47 0.49 0.18 0.18 0.29 0. Хорватия - - - 2.66 2.75 2.65 2.68 2.71 2. Македония - - - 0 0 0.02 0.04 0.07 0. Словения - - - 0.88 0.93 0.96 1.00 1.01 1. Югославия - - - 2.77 2.75 2.75 2.59 1.97 2. Европа, всего 150.7 208.1 298.0 462.0 456.4 470.2 487.3 501.9 516. Армения - - - 1.10 1.45 1.51 1.23 1.38 1. Азербайджан - - - 6.33 5.96 5.72 6.30 6.16 8. Белоруссия - - - 14.59 16.6 16.3 16.8 17.2 17. Эстония - - - 0.80 0.78 0.74 0.72 0.82 0. Грузия - - - 0.78 0.95 0.85 0.85 1.04 1. Казахстан - - - 9.68 8.69 8.69 8.82 11.0 11. Киргизстан - - - 1.05 0.87 1.02 0.60 0.68 0. Латвия - - - 1.09 1.33 1.3 1.25 1.36 1. Литва - - - 2.70 2.50 2.19 2.28 2.58 2. Республика Молдова - - - 3.44 3.67 3.32 2.86 2.48 2. Россия - - - 395.8 380.9 385.0 392.4 394.9 394. Таджикистан - - - 1.15 0.77 0.77 0.77 0.77 0. Туркменистан - - - 11.2 11.4 10.8 13.2 13.5 13. Украина - - - 88.8 79.1 70.9 76.9 76.9 74. Узбекистан - - - 41.7 41.8 50.3 51.0 50.8 51. Б. СССР 233.9 255.7 341.5 580.2 556.8 559.3 576.2 581.4 581. Источник: IEA Statistics. Natural Gas Information. 2001-2002. Pp. II.8-II.9.

Данные таблицы 10 подтверждают гипотезу о том, что в таких странах, как Франция, Германия, Италия, Голландия, Англия еще до 1971 года необходимы были институты, регу лирующие газовую отрасль соответствующих стран. Однако к середине 90-х годов эта потребность сформировалась уже во всех европейских странах.

Рост привлекательности природного газа, о чем говорилось в предыдущем разделе, привел к росту спроса на природный газ. Суммарные для Европы характеристики роста при ведены в таблице 11.

Таблица 11. Динамика потребления природного газа в Европе, млрд. м 1971 1973 1978 1996 1997 1998 1999 2000 OECD Европы 121552 176309 252525 425178 423893 441159 461092 475077 Индекс потребления,% 100.0 145.0 207.8 349.8 348.7 362.9 379.3 390.8 403. Не члены OECD Европы 29178 31822 45503 36841 32498 29059 26223 26858 Индекс потребления,% 100.0 109.1 100.0 69.9 86.4 97.9 109.5 121.4 118. Источник: Расчет по данным МЭА За 30 лет потребление в странах – членах OECD Европы, т.е. наиболее развитых стра нах региона потребление природного газа выросло в 4 раза, в то время как в странах – не членах OECD – только на 19 %. Таким образом, не для всех стран Европы такой мощный экономический сигнал, как мировые энергетические кризисы, а также политический сигнал – успех движения в защиту окружающей среды способствовали росту потребления природного газа.

Рост спроса на природный газ привел к развитию двух взаимосвязанных процессов:

росту добычи газа из европейских месторождений и росту импорта газа в Европу. Таблицы 12 и 13 дают представление о силе этих процессов.

Таблица 12. Производство природного газа в странах Европы, млрд. м 1971 1973 1978 1996 1997 1998 1999 2000 Австрия 2.07 2.47 2.66 1.49 1.43 1.57 1.74 1.81 1. Бельгия 0.04 0.05 0.03 0.00 0. Чехия 0.51 0.47 0.50 0.24 0.22 0.23 0.23 0.22 0. Дания 6.42 7.86 7.57 7.76 8.15 8. Франция 7.74 8.05 8.45 2.91 2.59 2.26 2.07 1.86 1. Германия 17.1 23.1 25.6 22.8 22.4 21.9 23.3 22.1 22. Греция 0.04 0.04 0.03 0.00 0.04 0. Венгрия 3.79 4.88 7.24 4.67 4.37 3.88 3.40 3.19 3. Ирландия 2.68 2.36 1.74 1.37 1.19 0. Италия 13.5 15.4 13.8 20.0 19.3 19.0 17.5 16.6 15. Голландия 46.3 75.1 93.7 95.4 84.6 80.4 75.6 72.5 77. Норвегия 14.8 41.3 46.7 47.6 51.0 52.8 56. Польша 5.78 6.46 8.46 5.02 5.10 5.12 4.97 5.21 5. Португалия Словакия 0.64 0.50 0.61 0.31 0.29 0.26 0.21 0.17 0. Испания 0.00 0.00 0.00 0.47 0.18 0.11 0.14 0.16 0. Турция 0.21 0.25 0.57 0.73 0.64 0. Англия 18.70 29.2 39.0 90.0 91.6 95.5 105.1 115.3 112. OECD Европа 116.1 165.7 214.8 294.0 289.3 287.8 295.0 301.9 307. Албания 0.13 0.19 0.36 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0. Болгария 0.31 0.21 0.03 0.04 0.04 0.03 0.03 0.02 0. Румыния 27.8 30.1 39.2 17.3 15.0 14.0 14.0 13.8 13. Хорватия 1.79 1.72 1.57 1.55 1.66 1. Словения 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0. Югославия 0.67 0.69 0.79 0.73 0.84 0. Не-члены OECD Europe 29.4 32.0 41.7 19.8 17.4 16.4 16.4 16.3 15. Вся Европа 145.4 197.7 256.5 313.8 306.7 304.2 311.4 318.2 323. Азербайджан 6.31 5.96 5.78 6.21 5.84 5. Белоруссия 0.25 0.25 0.25 0.26 0.26 0. Грузия 0.06 0. Казахстан 6.52 8.11 7.95 10.3 12.0 12. Киргизстан 0.03 0.04 0.02 0.03 0.03 0. Россия 601.0 570.5 590.7 590.8 582.7 574. Таджикистан 0.05 0.04 0.03 0.04 0.04 0. Туркменистан 0.00 0.00 0.00 35.2 17.3 13.3 22.9 47.2 51. Украина 18.4 18.1 18.0 18.1 18.1 18. Узбекистан 47.1 48.8 54.8 55.6 56.4 57. Быв. СССР 216.9 241.2 379.9 714.9 669.2 690.7 704.2 722.6 718. Источник: IEA Statistics. Natural Gas Information. 2001. Pp. II.4-II.5.

Лидерами добычи природного газа среди европейских стран – членов OECD стали Англия, Голландия и Норвегия. Значительная часть этого газа поставляется в другие страны Европы.

Таблица 13. Динамика добычи природного газа в Европе, млрд. м 1971 1973 1978 1996 1997 1998 1999 2000 OECD Европа 116.0 165.7 214.8 294.0 289.3 287.7 295.0 301.9 307. Индекс добычи, % 100.0 142.8 185.1 253.3 249.3 248.0 254.2 260.2 265. Не члены OECD 29.4 32.0 41.7 19.8 17.4 16.4 16.4 16.3 15. Индекс добычи, % 100.0 109.0 141.8 67.3 59.3 55.9 55.7 55.4 53. Источник: Расчет по данным МЭА.

На протяжении всех 30 лет темп добычи природного газа отставал от темпов потреб ления, что неизбежно, с одной стороны, приводило к росту импорта газа в Европу (в году объем добычи газа в Европейских странах – членах OECD составлял около 63 % всего объема потребления природного газа в этих же странах) и потребность в институтах, защи щающих европейских потребителей газа от власти поставщиков газа в Европу, а с другой, - стимулировало создание институтов, нацеленных на повышение эффективности использова ния природного газа в Европе.

Кроме того, возникла потребность в создании институтов, снижающих рыночную власть особенно крупных поставщиков природного газа в Европу. Одним из таких постав щиков является, конечно, Россия, роль которой в импорте газа в Европу иллюстрируется данными таблицы 14.

Таблица 14. Роль российского природного газа в потреблении и импорте газа в Европу, % 1997 1998 1999 2000 Доля российского природного газа в суммарном потреблении газа в Европе 24.6 25.2 25.1 25.4 24. в т. ч. в странахOECD 23.2 24.1 24.5 24.8 23. Доля российского природного газа в импортируемом в Европу газе по трубопроводам 48.8 50.2 47.5 46.7 43. в т. ч. в странахOECD 45.7 47.6 45.7 44.8 41. Доля российского природного газа в суммарном импор те природного газа в Европу 43.8 45.4 42.9 41.4 40. в т. ч. в странахOECD 40.7 42.8 41.2 39.6 38. Источник: Расчет по данным статистики МЭА.

Согласно данным таблицы 14 доля российского природного газа в суммарном потреб лении его в странах OECD с 1997 года практически не менялась и составляла 23 – 25 %, хотя абсолютные величины экспорта газа из России росли. Устойчивость этого показателя гово рит о том, что уже в середине 90-х годов существовал институт, поддерживающий стабиль ную величину этого показателя. Еще более весома роль российского природного газа в сум марном импорте его в Европу. Этот показатель обнаруживает некоторую тенденцию сниже ния, начиная с 1997 года, – от 41 % в 1997 году до 38 % - в 2001 году. По-видимому, это ре зультат стремления снизить зависимость европейских стран от крупнейшего экспортера газа в Европу.

4.5.3. Институты рынка в период роста его масштаба и развития инфраструктуры Хотя к концу 90-х годов размер европейского рынка по сравнению с начальным пе риодом его функционирования вырос многократно, и для его функционирования была соз дана развитая и покрывающая территории всех стран Европы транспортная инфрастуктура (сетевая и танкерная), сам рынок все же оставался диспергированными и в каждой стране существовали свои рыночные правила и своя система управления рынком.

Количество компаний, оперирующих на национальных рынках, было очень неболь шим. Основной формой сделок были долгосрочные контракты”Take-or-pay”, по которым оказывались распределенными все газовые потоки. Оптовые цены на природный газ были привязаны к ценам на нефть и устанавливались на уровне 80-90% цены на нефть, что при изолированности национальных рынков приводило к значительной дифференциации цен на газ из-за различных издержек на транспорт.

Такая структура газового рынка создавала значительные препятствия для развития конкуренции на этом рынке. Главными задачами такой структуры газового рынка (где ос новную роль играли индивидуальные отношения между ограниченным числом крупных га зовых компаний и потребителей) было гарантированное предложение газа (в рамках кон трактов) и развитие инфраструктуры газовой системы в национальных границах. Долгосроч ные контракты, снижающие риск газовых компаний, давал возможность развивать транс портную инфраструктуру.

Рост цен на природный газ повысил инвестиционную привлекательность новых газо проводов и, соответственно, увеличил их число. Карта европейских газопроводов иллюстри рует современное состояние газовой магистральной сети в Европе.

Европейская сеть магистральных газопроводов оказалась весьма плотной, покрываю щей территорию всех европейских стран. Кроме того, видно, что расширение этой сети за счет строительства новых газопроводов продолжается. С точки зрения институционального анализа эти факты представляют большой интерес. Они показывают, что строительство газо вой магистральной сети после мировых энергетических кризисов оказалось выгодным биз несом. Причем не только тогда, когда рынок газа стал переходить в режим дерегулирования (это произошло только четыре года тому назад), но гораздо раньше, когда рынок газа еще находился под национальным регулированием. Следовательно, органы регулирования рынка газа учитывали, что цены на нефть, уголь после мировых энергетических кризисов сущест венно выросли, а, следовательно, должны вырасти и регулируемые цены природного газа, а также и цены транспортировки.

Следовательно, в европейских странах действовал важнейший институт ценообразо вания: регулируемые цены должны быть адекватны реальным издержкам и исключать пере крестное субсидирование. Это позволяет сформулировать утверждение: национальные сис темы регулирования рынка газа, действующие в странах – членах OECD Европы в целом были весьма эффективны, они сумели обеспечить установление таких цен на газ, которые и отражали реальные издержки, и нормальную прибыль на капитал на рынке природного газа, и дать правильный экономический сигнал потребителям о необходимости повышения эф фективности использования природного газа и его обоснованной экономии.

Конечно, следует иметь в виду, что указанный институт ценообразования, в свою очередь, генетически связан с другими традиционными институтами европейской культуры:

уважение к правам собственника, признание за инвесторами их права на справедливое возна граждение и обеспечение этого права, в том числе в судебной системе, признание в обществе исключительной ценности кредитной истории человека, и институтами, обеспечивающими публичность регулирования и ведения бизнеса. Все эти институты образуют западную куль туру, которая, как показано, является важной для эффективности газового рынка и его адек ватного регулирования.

Состояние рынка в странах в конце 90-х годов было следующим.

В Австрии действовали две вертикально интегрированных компании, осуществляю щих добычу газа. Одна (OMV) при этом владела магистральными сетями, а другая (RAG) была собственником подземных хранилищ газа. В области распределения действовали 8 ре гиональных компаний и несколько городских. При таком распределении собственности от сутствовала конкуренция «газ-газ», и газ мог конкурировать только с другими энергоресур сами.

В Бельгии – одна компания, занимающая монопольное положение на Национальном рынке – Distrigas. В собственности этой компании находятся и магистральные газопроводы и хранилища газа. Кроме того, эта компания имеет большую рыночную силу на рынке распре деления природного газа, где действует около 23 компаний.

В Чехии действует одна государственная вертикально интегрированная компаниия, Transgas, которая ведет бизнес по производству, транспорту и хранению природного газа на территории страны, и 8 региональных распределительных компаний с исключительными правами по ведению бизнеса по распределению газа потребителям на своих выделенных территориях.

В Дании добычу газа осуществляли две компании – DUC (частная с иностранным ка питалом) и DONG (государственная). DONG имела исключительные права на транспорт и хранение природного газа, а также владела двумя из трех распределительных компаний.

Во Франции большую рыночную власть на рынке услуг по газоснабжению имеет го сударственная компания (100 % акций) GDF, которая имеет исключительные права на им порт и экспорт газа, владеет и эксплуатирует все магистральные сети страны за исключением двух районов в центре и на юго-западе, где две компании – Compagnie Franaise du Mthane (CFM)и Gaz du Sud Ouest (GSO) имеют собственные транспортировочные сети. Кроме того, GDF имела большие пакеты акций в компаниях CFM и GSO. GDF владела и эксплуатировала 12 из 15 хранилищ природного газа, 95 % всех услуг по распределению природного газа и обслуживала 89 % всей потребности в газе на территории страны. Вся добыча природного газа осуществлялась компанией TotalFinaElf, т.е. на весь объем внутренней добычи газа дей ствовал каскад монополий, что неэффективно с точки зрения экономической теории.

В Германии добыча газа производилась 11 частными компаниями, однако две из них – BEB и Exxon Mobil производили около 94 % газа. Транспортные сети принадлежали и экс плуатировались 19 частным компаниям. Распределение газа осуществляли около 700 част ных местных компаний, некоторые из которых интегрированы с компаниями транспортировщиками.

В Греции весь транспорт природного газа и его хранение - в руках государственной компании DEPA. Распределением газа занимаются три компании, значительная часть собст венности которых принадлежит итальянской, голландской и американской компаниям.

В Венгрии весь бизнес по добыче, транспорту, хранению и распределению природно го газа осуществляет одна компания MOL, в которой 75 % частного капитала и 25 % госу дарственного.

В Ирландии собственной добычи природного газа нет, а весь бизнес по транспорту и распределению природного газа осуществляет государственная компания Bord Gis ireann.

В Италии в газовом бизнесе монопольную силу имела компания ENI. Для снижения рыночной власти компания создала дочерние компании: ENI/SNAM, которая владела прак тически всем сетями для транспорта газа, покупала у другой дочерней компании услуги по хранению газа, и являлась собственником (41 % акций) крупной распределительной компа нии – Italgas (27 % розничного рынка газа);

ENI/Agip, которая принадлежала большая часть хранилищ газа и 89 % добычи. Кроме того, в стране действовали еще 8 компаний производителей газа.

В Голландии добыча природного газа либерализована и находится в руках как госу дарственных, так и частных компаний. Эти же компании – производители владеют и экс плуатируют оффшорные газопроводы. Сухопутные газопроводы и хранилища газа принад лежат и управляются компанией Gasunie, которая по закону, однако, не имеет монопольных прав на эти виды бизнеса. Распределение производят около 12 местных компаний.

В Норвегии производится несколькими государственными компаниями, в собствен ности которых находятся и оффшорные газопроводы. Весь газ, добытый в стране, направ лялся на экспорт, его управление и управление оффшорными газопроводами производится компанией Gasco.

В Польше весь газовый бизнес принадлежит и ведется государственной компанией PGNIG.

В Португалии компания Transgs имела концессию на транспорт, хранение и распре деление газа при высоком давлении до 1928 года. Компания находилась в собственности го сударства, компании ENI и некоторых других португальских компаний. Распределение низ конапорного газа осуществляли 6 региональных компаний.

В Словакии весь бизнес по передаче, хранению и распределению природного газа осуществляет 100 % -ая государственная компания – SPP.

В Испании добыча природного газа снижается, в этом секторе доминировала нефтя ная компания REPSOL. Эта же компания владеет и управляет хранилищами природного газа в газовой фазе. Компания GAS NATURAL владеет и управляет терминалами и хранилищами газа в жидкой фазе, является транспортировщиком газа на части территории страны и доми нирует в распределении газа. Еще одна компания Gas Euskadi имеет в своей собственности остальные газопроводы, которые не принадлежат компании GAS NATURAL.

В Англии добыча производится в оффшорной зоне более чем в 120 пунктах. Добычу осуществляют различные компании в условиях конкуренции. Оффшорные газопроводы при надлежат и управляются производителями. Сухопутные газопроводы принадлежат и управ ляются компании BG plc. Ей принадлежат некоторые хранилища газа. Распределение газа производят небольшие местные компании.

Таким образом, в период 70-х – 90-х годов, когда рынок природного газа быстро рос практически во всех европейских странах, институциональное обслуживание в разных стра нах различалось. В первом приближении страны можно разделить на три группы: (1) страны экспортеры с внутренним рынком газа, (2) страны-экспортеры без внутреннего рынка газа, (3) страны-импортеры и (4) страны, осуществляющие транзит газа.

Первую группу стран образуют Голландия, Англия и Дания. В них добыча в той или иной мере имела рыночный конкурентный характер, в которой участвовали и частные, и го сударственные компании. Оффшорная транспортировка была интегрирована с производите лями. Что касается транспортировки по суше, то она осуществлялась практически единст венными компаниями, которые, как правило, владели и хранилищами газа. Транспорт газа отделен от добычи, кроме Дании, но там объем рынка невелик. Распределение отделено от транспорта (опять же кроме, частично, Дании).

Вторая группа состоит из Норвегии. Для этой страны природный газ был чисто экс портным продуктом, поэтому понятно, почему государство стремилось удержать полный контроль за ним за собой. Отсюда вертикально интегрированная компания - естественная реализация такой политики.

Третья группа стран имеет развитый внутренний рынок, для которого очень важен транспорт газа. Поэтому и здесь мы видим господство монополии на рынке транспортных услуг, как признание того, что с точки зрения надежности лучше контролировать одну ком панию, чем несколько. Пожалуй, единственное исключение – Германия, где уже к середине 90-х годов заметна либерализация всех видов услуг на рынке газа. По-видимому, это следст вие того, что существующие в этой стране институты настолько Развиты, что могут спра виться с дефектами рынка. Что касается рынка распределительных услуг, то в этой группе стран оно в той или иной мере отделено от рынка транспортной работы.

Наконец, в четвертой группе стран преобладает вертикальная интеграция и государ ственная собственность. Это обусловлено значимостью доходов от транзита больших пото ков природного газа через данную страну для этой страны.

Сказанное позволяет сделать вывод о том, что институты на рынке газа существенно зависят от качества общей институциональной среды в данной стране, значимости транспор та газа для страны и стремлением государства в той или иной мере контролировать важней шие функции рынка природного газа.

4.5.4. Выводы по разделу 1. Не вызывает сомнения, что российский природный газ имеет конкурентные пре имущества на европейском рынке газа и сейчас, и в перспективе. Можно продолжать нара щивать объемы экспорта газа в Европу из России.

2. Организаторы европейского рынка газ, стремятся снизить рыночную силу экспор теров на европейском рынке. По-видимому, наибольшее беспокойство вызывает рыночная сила тех, кто продает российский газ, поскольку его доля на рынке потенциально очень ве лика. Достижение этой цели осуществляется институциональными методами.

3. Разрабатываются и вводятся институты, воздействующие не только на технологии в энергетическом секторе, повышающие эффективность использования природного газа, а также других энергоносителей, но и повышение эффективности самого рынка газа.

4. Создание развитой транспортной инфраструктуры создало техническую основу для интеграции рынка газа, что позволило бы гармонизировать рыночные правила на всей терри тории Европы и преодолеть различия в барьерах входа на рынок разных стран. Таким обра зом на повестку дня встала проблема совершенствования рынка природного с помощью лучшей его организации.

4.6. Организация интегрированного рынка газа в Европе Дальнейшее развитие могло пойти в нескольких направлениях.

Одно направление – невмешательство в национальные рынки газа, их совершенство вание в рамках тех институтов, которые существуют в каждой из стран Европы, и установ ление правил межстрановой торговли на двухсторонней или многосторонней основе. Досто инство этого направления состоит в том, что страны Европы были Возникла потребность в создании и установлении единых правил функционирования этого рынка на всей территории Европы.

Объединение стран Западной Европы в единый Европейский союз дало возможность создать единый рынок газа на территории всего Европейского союза. Основные причины, стимулировавшие образование единого Европейского рынка газа были следующие:

Необходимость развития конкуренции на рынке газа, которая бы могла привести к снижению цен на газ. (Цены на газ в Европе были значительно выше цен на газ в США и Ка наде, где рынки газа были конкурентными).

Необходимость уменьшить различия в уровне конкуренции на территории всего Ев росоюза, путем установления единых правил ценообразования для однотипных потребите лей.

Возможность добиться эффекта экономии от масштаба при создании резервных запа сов газа.

Улучшение качества обслуживания при снижении цен за счет увеличения конкурен ции между поставщиками.

Снижение цен на электроэнергию при снижении цен на газ.

22 Июля 1998 года была подписана директива 98/30/EC: “Directive 98/30/EC of the European Parliament and of the Council of 22 June 1998 concerning common rules for the internal market in natural gas” [1]. В этой директиве были сформулированы основные правила и поло жения, определяющие структуру и правила функционирования общеевропейского рынка га за. Данная директива определила следующие фазы реорганизации европейского рынка газа:

Фаза 1. С 10 августа 2000 года все производители электроэнергии, работающие на га зе (независимо от их уровня потребления газа), а также все остальные потребители, потреб ляющие более 25 млн. м3 газа в год должны быть наделены правом выбирать своего постав щика газа самостоятельно (сертифицированные потребители). Уровень открытости рынка должен быть не менее 20% (то есть 20% всего национального потребления газа должно по требляться сертифицированными потребителями).

Таким образом, только через два года после объявления нового правила оно должно было вступить в действие. Это объясняется, вероятно, тем, что в европейских правилах дей ствует институт выполнения обязательств по отношению к ранее заключенным долгосроч ным договорам на поставку газа и необходимости дать время производителям газа на адап тацию к новым требованиям.

Одновременно вводится правило постепенности адаптации, поскольку требуется адаптироваться к поведению все большего числа экономических агентов, что ясно определе но следующими двумя фазами развития.

Фаза 2. С 10 августа 2003 года все потребители, потребляющие более 15 млн. м3 газа становятся сертифицированными потребителями. Уровень открытости рынка должен быть не менее 28% (то есть 28% всего национального потребления газа должно потребляться сер тифицированными потребителями.

Фаза 3. С 10 августа 2008 года все потребители, потребляющие более 5 млн. м3 газа в год становятся сертифицированными потребителями. Уровень открытости рынка должен быть не менее 33%.

Основные усилия регулирующих органов Евросоюза направлены на развитие конку ренции на общеевропейском рынке газа. При этом развитие конкуренции происходит до вольно неравномерно и сталкивается с многочисленными препятствиями. Основные препят ствия для развития конкуренции, отмеченные экспертами Евросоюза, состоят в следующем:

1. Действуют тарифы подключения к сети, основанные на резервировании пропуск ной способности газопровода от поставщика к потребителю, что мешает подключению третьей стороны. Такие тарифы требуют заключения договоров на срок не меньше года, что препятствует эффективному выбору партнеров.

2. Высокие сетевые тарифы мешают подключению третьей стороны.

3. Добыча и импорт концентрируется в руках одной или двух компаний 4. Высока степень вертикальной интеграции компаний на рынке, что создает дискри минацию на рынке.

Несмотря на трудности, доля сертифицированных потребителей растет на рынке дос таточно быстро. В таблице 15 показана динамика уровня открытости национальных рынков газа.

Таблица 15. Уровень открытости национальных рынков газа с 2000 по 2003 годы Дата полного от- Декларированная Доля открытого Доля открытого крытия рынка, за- доля открытого рынка, % рынка, % явленная на 2000 рынка 2000 июль 2002 июль год Austria 2001 49 100 Belgium 2005 59 59 Denmark - 30 35 France - 20 20 Germany 2000 100 100 Ireland 2005 75 82 Italy 2003 96 100 Lux 2007 51 72 Neth 2004 45 60 Spain 2003 72 100 Sweden 2006 47 47 UK 1998 100 100 Estonia 80 Latvia 0 Lithuania 80 Poland 34 Czech R 0 Slovakia 33 Hungary 0 Slovenia 50 Candidate Countries Romania 25 Bulgaria 73 Turkey 80 Источник [2,3,4] Необходимо отметить, что процесс “открытия” рынков газа в большинстве стран опе режал заявленные сроки.

Специалисты Евросоюза выделяют ряд основных черт газовых рынков, которые наи более сильно влияют на развитие конкуренции на рынках газа. Информация по таким харак теристикам национальных рынков приведена в таблице 16 [4].

Таблица 16. Анализ основных характеристик национальных рынков газа с точки зрения раз вития конкуренции на июль 2003 года.

Уровень откры- Вид разделения Вид разделения Способ регули- Система транс тости рынка интегрирова- интегрирова- рования портных тари ных транспор- ных дистрибъ- фов тировочных ютерных ком компаний паний Austria 100 Legal Legal ex-ante post\distance Belgium 83 Legal Legal ex-ante Entry-exit Denmark 100 Ownership Legal ex-post Postalised France 37 Accounts Accounts ex-ante Entry-exit Germany 100 Management Accounts Planned Distance Ireland 85 Management Management ex-ante Entry-exit Italy 100 Legal Legal ex-ante Entry-exit Lux 72 Management Management ex-ante Postalised Neth 60 Management Legal ex-ante Entry-exit Spain 100 Legal Legal ex-ante Postalised Sweden 51 Accounts Accounts ex-post Postalised UK 100 Ownership Ownership ex-ante Entry-exit Estonia 80 None None ex-ante not decided Latvia 0 Legal Legal ex-ante not decided Lithuania 80 Accounts Accounts ex-ante Postalised Poland 34 Accounts Accounts ex-ante Postalised Czech R 0 Accounts Accounts ex-ante not decided Slovakia 33 Legal Legal ex-ante Postalised Hungary 0 Legal Accounts ex-ante not decided Slovenia 50 Accounts Accounts ex-ante Postalised Candidate Countries Romania 25 Legal Accounts ex-ante Postalised Bulgaria 80 Accounts None ex-ante Postalised Turkey 80 Accounts Accounts ex-ante not decided Источник [4] Второй столбец данной таблицы отражает долю открытого рынка, то есть долю газа, потребляемую сертифицированными потребителями.

Третий и четвертый столбцы показывают способ разделения интегрированных транс портировочных и дистрибьюторских компаний. Разделение интегрированных компаний рас сматривается как одно из важнейших условий необходимых для эффективного развития кон куренции. В соответствие с [1] интегрированные компании на газовом рынке должны быть разделены, при этом существует несколько способов разделения интегрированных компа ний: accounts – разделение всей отчетности (в том числе создание отдельного баланса и отче та «о прибылях и убытках») для каждого вида деятельности интегрированной компании в рамках одного юридического лица;

legal – полное разделение интегрированных компаний на отдельные юридические лица;

ownership – ситуация, когда какой-либо компанией владеет другая компания;

management – разделение управляющего персонала интегрированных ком паний по различным направлениям деятельности.

Пятый столбец указывает на то, как регулируется национальный рынок газа. Ex–ante соответствует случаю, когда национальный регулирующий орган контролирует весь процесс принятие тех или иных решений (например установление тарифов или условий доступа к га зовой сети). Ex-post соответствует ситуации в которой регулирующий орган только одобряет или отвергает окончательные предложения компаний по установлению тех или иных тари фов или условий доступа к газопроводу.

Шестой столбец указывает на тип транспортировочных тарифов. В случае системы тарифов “point-to-point” транспортировочная компания заключает договор с поставщиком, в соответствии с которым сразу резервируются пропускная способность газопровода на входе и выходе одновременно, в этом случае заключаются долгосрочные контракты (обычно на срок не менее 1 года). Такая система тарифов не отражает реальных затрат транспортиро вочной компании на транспортировку, так как существуют несколько точек входа потоков газа в газопроводную систему, поэтому не всегда газ, получаемый поставщиком в конечной точке является тем же, что и на входе в систему. В случае системы тарифов «exit-entry» по ставщик не может заключить контракт на входную и выходную пропускную способность одновременно, заключив контракт на «вход» газа, поставщик на конкурентном рынке дого варивается о цене «выхода» газа. Во многих странах используется также система тарифов «рostalised» (“почтовой марки”), т.е. тарифов, практически не зависящих от расстояния.

Таким образом, что нет единого стандарта газовых рынков различных стран ЕС. Тем не менее, модель газового рынка созданная в Великобритании считается наиболее оптималь ной с точки зрения развития конкуренции, поэтому многие страны при развитии своих на циональных рынков газа ориентируются на опыт Великобритании. Рассмотрим газовый ры нок Великобритании более подробно.

4.7. Газовый рынок Великобритании В отличие от других европейских стран Великобритания начала развитие конкурен ции на внутреннем рынке газа уже в конце 80-х годов двадцатого века, когда в 1986 нацио нальная компания «British gas» была приватизирована и стала называться «British Gas plc» [5b]. Будучи монополистом «British gas plc» (BG Plc) могла бесконтрольно дискриминиро вать потребителей газа, значительно завышая цену газа для крупных потребителей, в то же время мелкие потребители были во власти дистрибьютерских компаний (Utilities), которые признавались государством естественными монополиями и соответственно имели право (за крепленное законодательно) на эксклюзивное обслуживание потребителей на принадлежа щих им территориях. Все добывающие компании на континентальном шельфе Великобрита нии работали с BG Plc на условиях долгосрочных «take or pay» TOP контрактов, что значи тельно препятствовало свободному доступу к газу независимых компаний.

В начале 90-х под давлением потребителей, недовольных завышенными, по их мне нию, ценами на газ, была начата политика регулирования, направленная против основного игрока на газовом рынке Великобритании, т.е. против BG plc. Сначала было введено правило «90/10», в соответствии с которым ВG plc не могла заключать контракты более чем на 90% вновь открываемых запасов газа на континентальном шельфе Великобритании, соответст венно 10% газа оставались свободными. Затем ВG plc была принуждена соблюдать цены, ко торые принимались заранее с учетом требований регулирующего органа, с тем, чтобы новые игроки на газовом рынке Великобритании могли продавать газ по ценам ниже, чем цены ВG plc, что привело к уменьшению рыночной доли BG на рынке газа.

Газовый акт 1995 года отрыл дорогу к установлению на рынке газа Великобритании конкуренции. ВG plc была расформирован в том же 1995 году, дав начало двум компаниям ВG plc и Centrica (торговая марка British Gas Trading). ВG plc занималась транспортировкой, распространением и хранением газа, а Centrica отвечала за поставки газа и за предложение газа на рынке Великобритании. Полная конкуренция на рынке газа была достигнута в мае 1998 года, когда все потребители газа смогли на законных основаниях свободно выбирать себе поставщика газа.

Новые условия торговли газом (New Gas Trading Arrangements) были введены в Вели кобритании с 1 октября 1999 года. Эти условия были направлены на устранение фундамен тальной неэффективности при использовании пропускной способности системы и баланси ровке газовых потоков. В условиях, существовавшего до этого режима балансировки, BG Transco покупала и продавала газ на основе таких механизмов тарификации, которые были достаточно гибкими, но не отражали реальных издержек компании. Поэтому компании не могли адекватно бороться с издержками, которые вызывались отсутствием балансировки по токов. Такой режим балансировки приводил к дополнительным издержкам, что, в свою оче редь, сказывалось на спотовом, форвардном и фьючерсном рынках газа. К тому же, при та ком режиме балансировки BG Transco не имела стимулов к эффективному использованию пропускной способности газовой системы. Как результат, такая система приводила к значи тельному росту спотовых и форвардных цен (пример, скачек цен летом 1998 года).

Новая система (NGTA) привела к следующему:

Появился новый «screen-based» (в режиме реального времени) газовый рынок;

новая структура рынка газа позволяла поставщикам газа в течение одного дня выбирать необходи мые объемы поставляемого газа, а BG Transco могла в течение одного дня, покупая и прода вая газ, балансировать национальную газовую систему.

Были организованы аукционы на которых стали устанавливаться цены на вход газа в систему, что позволило эффективно использовать пропускную способность газовой системы.

BG Transco и другие поставщики газа на рынок Великобритании получили дополни тельные стимулы к эффективному использованию пропускной способности газовой системы.

Начиная с 1 апреля 2000 года, BG Transco увеличила пропускную способность нацио нальной газовой системы, ежемесячно продаваемую на аукционах, а, начиная с июня года, BG Transco ввела новый рынок пропускной способности, позволявший покупать или продавать необходимые объемы пропускной способности в течение одного дня (within-day capacity market).

Сейчас доступ к газопроводной системе базируется на публикуемых тарифах, при этом система 100% доступна, а владелец газопроводной системы (т.е. Transco) полностью отделен от любой торговой деятельности.

В марте 2000 года BG Group объявила о своем намерении провести разделение двух главных своих направлений деятельности в отдельные фирмы: Transco и BG International для того, чтобы дать им возможность реализовать их потенциал роста, основанный на различиях в их основной деятельности и на различиях в их рынках. В ходе разделения компаний была образована Lattice Group, в которую и вошла Transco. Transco владела, управляла и развивала основную часть транспортной системы и все хранилища сжиженного газа в Великобритании, поэтому задачами Lattice Group стали управление и развитие инфраструктуры газовой сети.

Transco принадлежала газовая сеть длиной около 275000 км, включавшая национальные га зопроводы высокого давления и распределительные газопроводы низкого давления. Transco транспортировала газ 75 поставщиков. При этом Lattice Group не занималась вопросами по ставок газа. Для поставщиков газа, регулирующего органа и потребителей, Transco публико вала на своем интернет-сайте информацию об условиях доступа к газовой сети, тарифах, своих стратегических бизнес-планах и т.д. Transco чрезвычайно жестко регулируется специ альным, независимым регулирующим органом OFGEM (Office of Gas and Electricity Markets), который ранее назывался Ofgas. Этот орган был создан для контроля над деятельностью га зовых и энергетических компаний, а так же для развития конкуренции на этих рынка. В за дачи этого органа входит осуществление контроля и лицензирование деятельности газовых и энергетических компаний, в целях защиты интересов потребителей газа и электричества. Ре гулирование было настолько жестким, что Transco не имела монопольной власти на рынке газа.

Одним из важнейших факторов, влияющих на эффективное развитие конкуренции на рынке газа, является конкурентный доступ к хранилищам газа, что обеспечивается за счет торговли свободными емкостями хранилищ на аукционах. Контроль за этим сектором газо вой системы также весьма жесткий (любая компания в случае спорных ситуаций имеет право подать в суд на владельца хранилища). В настоящее время пять хранилищ сжиженного при родного газа (Liquefied Natural Gas (LNG)) являются собственностью Transco, два хранилища природного газа принадлежат US Dynegy и по одному хранилищу природного газа находится в собственности Scottish Power и Aquila [10].

На середину 2001 года газ на территорию Англии поступал от более чем 50 добы вающих компаний, расположенных на территории континентального шельфа (UKCS). Боль шинство этих компаний (около 85 %) поставляли газ по долгосрочным и среднесрочным контрактам, индексируемым в соответствии с инфляцией и ценами на энергоносители, ос тальные 15% продавались на розничном спотовом рынке газа, к 2003 году на розничном спо товым рынке, который организован на основе NBP12 хаба (о котором речь пойдет ниже), про давалось до 4 млрд.м3 газа в месяц, что составляло до 40-50% всего потребляемого газа в Великобритании.

В последнее время развитие спотового рынка на основе NBP хаба позволяет принци пиально изменить систему установления цен на газ. Наличие спотового рынка позволило пе рейти к установлению цен на газ, не привязывая их к ценам на нефть, а исходя из цен спото вого рынка. Это стало возможным благодаря прогрессу в технологии торговли (средства массовой коммуникации) и высокому уровню корпоративного поведения.

Одним из первых долгосрочных контрактов, который был заключен по новой систе ме, является контракт заключенный в 2002 году между Statoil и Centrica на поставку млрд.м3 в течение 10 лет, начиная с октября 2005 года;

в том же 2002 году между Centrica и Gasunie по той же схеме был заключен еще один контракт на поставку 80 млрд.м3 газа через 10 лет [9].

National British Point 4.8. Сертифицированные потребители на рынке газа Как уже отмечалось ранее, степень открытости национальных рынков газа характери зуется долей сертифицированных потребителей. То, какая доля потребителей газа «действи тельно» имеет возможность менять своих поставщиков, хорошо характеризует степень кон куренции на национальных рынках газа. В Таблице 17 приведены оценки долей потребите лей, поменявших своих поставщиков газа в период с 1998 по 2002 годы.

Таблица 17. Оценка доли потребителей газа, поменявших поставщиков газа.

Доля крупных сертифици- Доля малых коммерческих/ Средняя цена для конечного рованных потребителей*, бытовых потребители поме- потребителя (Еu/MWh) поменявших поставщиков нявших поставщиков С 1998 до За 2002 Крупные по- Бытовые по июля 2001 требители требители за 1998 – За (02.2002) (July 2001) Austria <2% 6 % 0 % 22 n.a.

Belgium 21 Denmark 2-5% 17 % 19 France 20-30% 20 % 19 Germany <2 5 % <2% <2 % 27 Ireland 20-30% 100 % 21 Italy 10-20% 10 % 2-5% 0 % 25 Luxbg 5-10% 0 % 30 Neth 30-50% 15 % 24 Spain 20-30% 38 % 1 % 20 Sweden <2 0 % 24 UK >50 16 % 30-50% 19 % 20 Estonia 0 % Latvia 0 % Lithuania 0 % Poland 0 % Czech R 0 % Slovakia <5 % Slovenia 0 % * - в общем случае это относится к потребителям, потребляющим более 100 000 м3/год Источник [2,3,4] Сравнивая значения, приведенные в таблице 17, и реальное положение на националь ных рынках газа, можно предположить, что для рынков с развитой конкуренцией доля круп ных потребителей, меняющих своих поставщиков в течении года, составляет 15%-20%, а до ля бытовых потребителей составляет приблизительно 10%. Как видно из таблицы 18, цены газа на национальных рынках с большой свободой выбора значительно ниже, чем на других национальных рынках, так в Ирландии, Англии, Дании и Франции цены на газ для крупных потребителей не превышают значения 21 Eu/MWh (1 MWh = 92.6 м3 газа), в то время, как в Германии и Люксембурге цены равны, соответственно, 27 и 30 Eu/MWh. Во всех странах Ев ропейского сообщества, за исключением Англии, бытовые потребители не имеют реальной возможности выбора поставщиков газа, что и находит свое отражение в уровне цен на газ для таких потребителей.

4.9. Влияние дерегулирования рынка газа на цену газа.

Одним из самых наблюдаемых параметров на любых рынках является цена, и рынок газа не является исключением. В своем отчете [4] комиссия европейского сообщества пред ставила результаты исследования цен на газ в период с января 1997 года по июль 2003 года.

Закономерности в уровне цен и в темпе роста цен, отмеченные на июль 2003 года представлены в таблице 18.

Таблица 18. Уровень цен и темпы роста цен для различных стран на июль 2003 года Крупные пользователи Не большие коммерческие Домохозяйства потребители Период с 7/ Уровень цен Низ- Средний Высо- Низ- Средний Высо- Низ- Средний Высо Тенденция \ кий кий кий кий кий кий Падение цен UK SE, AT, LX SE, DK, IT DK (>5%) UK IT, DK, BE, ES, BE, ES, LX, PT, FR Стабильные це- DE DE,AT, PT LXU DE,AT, ES,PT ны (±5%) FR,IR K IT,BE,IR FI Рост цен (>5%) FR,NL SE Источник [4] Уровни цен (Низкий, средний, высокий) измерялись по отношению к средне европейскому уровню цен на газ. Падение и рост цен на газ рассматривались по отношению к начальным ценам газа на внутринациональных рынках. Анализ данных позволил прейти к выводу, что уровень цен на газ для крупных пользователей снизился практически во всех странах европейского союза, за исключением Германии и Финляндии. Также в большинстве стран произошло снижение цен для небольших коммерческих потребителей. В то же время для бытовых пользователей уровень цен снизился только в Дании, а во Франции и Нидер ландах он даже вырос. Тут можно сослаться на результаты анализа предыдущего пункта, где анализируются возможности потребителей газа по смене поставщика. Как видно из таблицы 18, только в Англии созданы условия, позволяющие домохозяйствам выбирать поставщика газа, и соответственно уровень цен на газ в Англии ниже среднеевропейского.

Рассмотрим теперь динамику цен газа на национальных рынках газа в период с января 1997 по июль 2003 года (рисунки 16-23). На рисунках 16-18 представлены изменения цен га за в пятнадцати странах Западной Европы, рисунки 19-21 отражают среднюю цену газа пят надцати стран Западной Европы и цены на газ в странах Восточной Европы.

Рисунок 16. Цены на газ для больших коммерческих потребителей газа в период с января 1997 года по июль 2003 года (по пятнадцати странам Западной Европы). 420 ГДж/год (приблиз. 120ГВт) Источник [4] Рисунок 17. Цены на газ для небольших коммерческих потребителей газа в период с января 1997 года по июль 2003 года (по пятнадцати странам Западной Европы). ГДж/год (приблиз. 120МВт) Источник [4] Рисунок 18. Цены на газ для бытовых потребителей газа в период с января 1997 года по июль 2003 года (по пятнадцати странам Западной Европы). 16 ГДж/год (приблиз. 4,5МВт) Источник [4] Рисунок 19. Цены на газ (Euro/GJ) для больших коммерческих потребителей газа в период с января 1997 года по июль 2003 года (по странам Западной Европы EU15, и по странам Восточной Европы). 420 000 ГДж/год (приблиз. 120ГВт) Источник [4] Рисунок 20. Цены на газ (Euro/GJ) для небольших коммерческих потребителей газа в пери од с января 1997 года по июль 2003 года. 420 ГДж/год (приблиз. 120МВт) Источник [4] Рисунок 21. Цены на газ (Euro/GJ) для бытовых потребителей газа в период с января года по июль 2003 года. 16 ГДж/год (приблиз. 4,5МВт) Источник [4]. Данные по ценам включают НДС и другие энергетические налоги.

Вертикальная прямая на графиках соответствует августу 2000 года, когда официально начался первый этап дерегулирования европейского рынка газа.

Для анализа причин, имеющих возможность влиять на цену газа, рассмотрим струк туру цены. На рисунках 22 и 23 представлена структура цены газа для больших потребителей (свыше 25 млн. м3 газа) небольших коммерческих потребителей (свыше 100 тыс. м3 газа).

Рисунок 22. Структура цены газа для больших потребителей Источник [4] Рисунок 23. Структура цены газа для небольших коммерческих потребителей Источник [4] Левый сегмент цены (фиолетовый) отражает оптовую цену или цену на границе чле нов Европейского сообщества;

второй сегмент слева (бордовый) соответствует расходам на пользование сетью газопроводов;

тритий сегмент (желтый) соответствует расходам на хра нение газа и на балансировку (Необходимость балансировки вытекает из неравномерного использования пропускной способности сети, так в период пикового спроса у компаний по ставщиков может возникнуть необходимость срочно покупать дополнительный объем газа, а в период минимального спроса – необходимость хранения избыточного количества газа.);

крайний сегмент справа (голубой) показывает долю розничной наценки в цене газа.

Анализ проведенный специалистами комиссии европейского сообщества (DRI•WEFA) [5а] позволил сделать вывод, что в течении первых восьми месяцев (с момента начала первого этапа) небольшое падение цены газа могло произойти за счет следующих факторов:

Появления на рынке новых игроков с низкими рыночными накладными расходами;

Игроков, использующих небольшую разницу в издержках предложения.

За счет сокращения розничной наценки.

Анализируя поведение цен на газ, нельзя забывать о том, что цены на газ и на нефть во многих странах сильно коррелированны между собой, и довольно сложно определить, ка кое влияние на цену газа оказывает цена на нефть, а какое влияние оказывает наличие моно польной власти. На рисунке 24 представлены цены на нефть и на газ в период с января года по июль 2003 года. На этом рисунке представлено изменение цен на газ в двух странах с наименьшей конкуренцией (Швеция и Франция) и в стране, где рынок газа полностью кон курентный (Англия).

Рисунок 24. Сравнение цен на газ (для небольших коммерческих потребителей газа) и на нефть в период с января 1997 года по июль 2003 года.

Наиболее сильно цена на нефть коррелирует с ценой на газ в Швеции. Корреляция цены на нефть с ценой на газ во Франции значительно меньше, а о корреляции между ценой на нефть и ценой на газ в Англии в данном случае сказать что-то определенное достаточно сложно. Тем не менее, анализируя данный график можно отметить, что с января 2002 года цены на газ в Англии и Франции постепенно понижаются, а в Швеции влияние цены нефти на цену газа уже не столь значительно. Вполне возможно, что именно развивающаяся конку ренция является причиной наблюдаемого уменьшения цены газа на национальных рынках.

4.10. Конкуренция на национальных рынках газа.

Как уже отмечалось, темпы развития конкуренции на национальных рынках газа су щественно различаются. Экспертами ЕС были проанализированы [5а] результаты, достигну тые тринадцатью крупнейшими компаниями, входившими на новые рынки с августа года по март 2001 года. Результаты этого анализа приведены в таблице 19.

Таблица 19. Результаты входа крупных компаний на национальные рынки государств Евро пейского союза Крупн. Национальн. комп.1 F F F F F Крупн. Национальн. комп.2 S S Крупн. Национальн. комп.3 A Крупн. Национальн. комп.4 S A S Производитель1 S S S S S S Производитель2 F F S Производитель3 S S Производитель4 S Trader1 F S F S Trader2 S Trader3 F p.s S S S F S Trader4 S Trader5 p.s F S S F S Крупные национальные компании – национальный компании, имеющая большие газовые активы.

Trader1,2,3,4 – компании, не имеющие собственных крупных источников газа и занимающиеся поставками газа в качестве третьей стороны, а так же крупные Американские компании (такие как Enron) и торговые подразде ления крупных Европейских энергетических компаний.

F - пытались, но не удачно p.s – достигли частичного успеха S – достигли успеха, пусть даже с небольшими объемами или только с одним или двумя клиентами.

А - Продажа через аффилированные компании Источник: [5а] На основе данной таблицы можно сделать вывод, что наибольшего успеха на общем рынке в этот период достигали компании, добывающие газа, а наименьшего успеха достига ли национальные компании, пытавшиеся выйти на общеевропейский рынок газа.

Рисунок 25 отображает те же данные, что и Таблица 19, но в данном случае рассмат ривая национальные рынки газа с точки зрения развития конкуренции. Из Рисунка 25 видно, что наиболее конкурентными рынками газа на март 2001 года являлись рынки Германии, Англии, Нидерландов и Испании, в то время, как вход на другие рынки серьезно ограничен.

AT BE DK FN FR GR GY IR IT LX NL PT SP SW UK Рисунок 25. Результаты попыток входа на национальные рынки газа с августа 2000 года по март 2001 года (источник:[5а]) Однако, если не принимать во внимание результаты, показанные «Национальная ком пания» и «производитель 1», то уже нельзя сделать определенного вывода, что указывает на необходимость проведения более тонкого анализа. Кроме того, обращает на себя внимание и то, что высокого уровня конкуренции можно достичь и прицентрализованной системе управления (Франция), что также заслуживает более тщательного дальнейшего анализа.

Особое внимание со стороны органов Европейского Союза, ответственных за кон троль над общеевропейским рынком газа, уделялось возможности использования газопрово дов сторонними компаниями (третьей стороной) (“third party access”). Возможность доступа к газопроводам третьей стороны считается одним из основных элементов, способствующих развитию конкуренции на общеевропейском рынке газа. То, насколько увеличилась доля га за, транспортируемого «третьими» компаниями с августа 2000 года по март 2001 года, отра жено на рисунке 26. Рисунок 27, в свою очередь, отображает информацию по доле газа транспортируемого «третьими» компаниями за тот же период. То, что доля газа транспорти руемого «третьими» компаниями в Англии равна 100%, объясняется тем, что Англия с года открыла свой рынок газа для полной конкуренции и к 2000 году весь газ на территории Англии транспортировался «третьими» компаниями.

Рисунок 26 Увеличение доли газа транспортируемого третьими компаниями (% от общего количества газа) с августа 2000 года по март 2001 года. Источник [5а] Рисунок 27. Газ транспортируемый третьими компаниями (% от общего количества газа) на март 2001 года. Источник:[5а] Рассмотрим теперь розничную структуру национальных рынков газа. В [4] представ лены данные о рынках газа Европы на июль 2003 года (Таблица 20).

Таблица 20. Структура розничного рынка газа Число актив- Поставщики Число по- Рыночная Доля трех Доля ино ных лицензи- независимые ставщиков, доля самого самых круп- стран рованных по- от системных чья доля > крупного по- ных постав- ного по ставщиков дистребьюте- 5% ставщика щиков ставщика ров Austria 29 3 2 75% 90% 8% Belgium n.k. 5 5 39% 54% n.k.

Denmark 8 4 4 73% 93% 3% France 8 5 3 n.k. 88% n.k Germany 770 12 1 6% <15% n.k.

Ireland 8 7 3 47% 99% 1% Italy 530 Minimal 1 93% n.a. 0% Luxembourg 6 1 1 n.k. n.k. n.k.

Netherlands 24 0 4 n.k. 75% n.k.

Spain 36 28 2 78% 83% n.k.

Sweden 7 1 5 55% 86% n.k.

UK 125 123 3 20% 59% 41% Estonia 4 1 1 80% n.k n.k.

Latvia 1 0 1 100% n.a. 0% Lithuania 10 9 4 43% n.k. 0% Poland 78 72 1 >95% n.a. n.k.

CzechR 134 126 7 n.k. 24% n.k.

Slovakia 36 0 1 97% n.a. n.k.

Hungary 10 9 7 n.k. 27% n.k.

Slovenia 50 22 1 78% 87% 0% Candidate Countries Romania 31 0 5 n.k. n.k. n.k.

Bulgaria 29 0 1 96% n.k. 0% Turkey 1 0 1 100% n.a. 0% Источник: [4] Хотя все страны западной Европы уже достигли того уровня открытости рынка, ко гда все малые коммерческие потребители могут выбирать себе поставщиков, тем не менее тарифы на рынке газа для малых коммерческих потребителей в большой степени отражают влияние большого количества независимых розничных поставщиков, что отражено в таблице 21. Так в Англии, Дании и Испании, где доля независимых поставщиков велика: цены для малых коммерческих потребителей сравнительно низкие, в то время как, в Австрии, Герма нии и Италии они высокие.

Таблица 21. Тарифы газовой сети.

Доля незави- Приблизительный диапазон расходов (Euro/MWh или Euru/92.6 m3) симых розничных Крупные потребители (от 25 млн Малые потребители (от 105 м3) поставщиков м3) min max min max Austria 0.1 1.0 4.5 1.0 14. Belgium - 1.0 1.5 3.5 4. Denmark 0.5 2.0 2.5 5.5 6. France 0.625 1.5 3.0 - - Germany 0.015 1.0 3.5 9.0 12. Ireland 0.87 3.5 5.0 13.5 16. Italy 0.01 1.5 3.5 12.0 13. Luxembourg 0.16 1.0 1.0 - - Netherlands 0 1.0 1.0 2.5 3. Spain 0.78 2.0 2.0 6.0 6. Sweden 0.14 5.5 5.5 - - UK 0.984 1.5 3.0 4.0 5. Округлено до 0.5 Euro/MWh Источник: [4] 4.11. Хабы Еще одним эффективным средством, способствующим развитию конкуренции на рынке газа, является создание хабов, то есть центров торговли газом. Физически, хаб – это узел, в котором сходится большое число газопроводов и где имеется возможность управлять потоками газа, перенаправлять потоки газа, а так же контролировать принятое и отпущенное количество газа. Однако, на рынке газа под понятием «хаб» чаще всего подразумевается именно центр торговли газом (чаще всего связанный с реальным узлом газовой системы). В Европе на сегодняшний день уже существуют несколько хабов: в Англии в местечке Becton – National Balancing Point (NBP), в Бельгии - Zeebrugge, Нидерландах – Bunde и Title Transfer Facility (TTF), в Германии – Emden. Хабы можно разделить на две группы: национальные, как NBP и TTF, и локальные (Zeebrgugge и Emden). Национальные хабы могут быть вирту альными, то есть не привязанными к реальному узлу газовой сети и на которых можно осу ществлять управление газовыми потоками на всей территории государства (в случае NBP и TTF, расположение хабов совпадает с узлами национальных газопроводных систем).

Наиболее успешным из европейских хабов является NBP. Ежедневные объемы тор гов на NBP составляют приблизительно 40% потребления газа (приблизительно 1 TWh или 93 млн.м3 газа в день). “Spot” рынок организован Лондонской IPE (International Petroleum Exchange). Торговля ведется в «реальном» времени, авторизованные продавцы и покупатели (shippers and traders) анонимно выставляют свои заявки и предложения (в электронном ви де) на покупку или продажу газа.

На Рисунке 27 отражено поведение цен на газ на NBP в период с января 2002 года по декабрь 2003 года (нижняя линия) и поведение цены на нефть (черная верхняя линия). Как было уже отмечена, при старой структуре газового рынка цена на газ устанавливалась на уровне 80-90% цены на нефть. Введение хабов, по мнению аналитиков европейского союза [9] может значительно снизить влияние цены нефти на цену газа в краткосрочной и средне срочной перспективе. Однако, анализируя поведение цен на рисунке 28, можно прийти к за ключению, что колебания цены нефти (два центральных пика соответствуют вторжению США в Ирак) и колебания цены газа в большинстве случаев совпадают даже в краткосроч ной перспективе, но такое влияние цены газа можно объяснить тем, что на цену газа на NBP большое влияние оказывает цена газа на материковой части Европы. Это происходит их-за того, что NBP соединен с хабом Zeebrugge газопроводом, пропускная способность которого за день приблизительно равна 0.6 TWh (55 млн.м3) в сторону материка и 0.25 TWh ( млн.м3) в обратную сторону. При этом значительная часть сделок на NBP – это сделки, ори ентированные на получение прибыли от арбитража, имеющего место из-за разницы в цене газа на материковой части Европы и Великобритании, что в свою очередь сказывается на цене газа устанавливаемой на NBP. Ряд наблюдений показывает, что в те периоды, когда га зопровод между NBP и Zeebrugge не функционирует, происходит значительное падение цен на газ на NBP.

Рисунок 28. Цена на газ на NBP (нижняя линия) и цена на нефть (черная верхняя линия) в период с января 2002 года по декабрь 2003 года Источник [4].

Континентальные хабы не достигли еще того уровня развития, на котором находится NBP поэтому цены газа на NBP является ориентиром для цены газа на континентальных ха бах.

Самым крупным из континентальных хабов является Zeebrugge. Его пропускная спо собность равна 40 млрд.м3 за год, что составляет приблизительно 11% потребления газа всей Западной Европы (на рисунке 29 приведены значения потребления газа различными страна ми западной Европы за 2000 год). При этом общий объем хранилищ сжиженного газа со ставляет 261 000 м3. Дневная объем сделок составляет 120 млн.м3 газа. Число игроков на этом хабе к середине 2003 года было 53 (22 трейдера, 7 добывающих компаний, 5 поставщи ков электроэнергии, 9 оптовых торговцев, 4 поставщика газа, обслуживающих сектор услуг (utilities), 4 финансовых трейдера, 1 крупный индустриальный потребитель). При этом в ок тябре 1999 года количество игроков было только 4 [9].

Bunde EuruHub хаб полностью создан Gasunie в регионе Bunde, он полностью нахо дится в собственности Gastransport Services. Начало его функционирования – февраль года.

Рисунок 29. Потребление газа различными странами западной Европы за 2000 год.

Источник [5a] Рисунок 29 отражает потребление газа странами Европы в 2000 году, но если обра титься к таблице 20, то можно увидеть, насколько сильно выросло потребление природного газа в период с 2000 по 2003 год. Рассмотрим в этой связи, как в Европе обстоят дела в об ласти добычи и импорта природного газа.

Добыча газа, импорт газа в 2002-2003 годах Одним из факторов, существенно ограничивающих уровень конкуренции на рынках газа, является то, что число компаний, добывающих газ на территории Европейского союза или импортирующих его извне, невелико. Рисунок 30 характеризует доли компаний, которые поставляют газ на Европейский рынок (на март 2001 года). На рисунке 31 представлены ос новные покупатели газа в Европе.

Рисунок 30. Доли компаний поставляющих газ на европейский рынок Источник: [5a] (на март 2001 года) Рисунок 31. Основные покупатели газа в Европе Источник: [5a] (на март 2001 года) Как известно, концентрация производства и импорта в руках ограниченного числа компаний препятствует развитию эффективной конкуренции. Для того чтобы бороться с этим фактором, ограничивающим развитие конкуренции, необходимо принятие специальных законодательных актов, ограничивающих рыночную долю экспортеров и поставщиков (та кие законы приняты, например, в Англии и Италии).

Ситуация на рынке газа к июлю 2003 года отражена в таблице 22, где приведены дан ные по импорту и добычи газа в различных странах Европейского сообщества.

Таблица 22. Рыночная структура импорта и добычи газа.

% газа, % Кол-во ком- % доступ- Программа Пропускная Объем им произво- импортируе- паний, по- ного газа ограничи- способ- порт сжи димого мого газа ставляющих контроли- вающая ность газо- женного внутри (количество не менее 5% руемого поставки проводов, газа % от страны поставщи- газа (на самой круп- газа (gas пересекаю- потребле ков) 2001 год) ной компа- release prg) щих нацио- ния нией нальную границу % от потреб ления (*) Austria 23% 77% (3) 1 >90% Yes >100% 0% Belgium 0% 100% 1 100% No >100% 50% Denmark 98% 2% 2 90% Planned 60% 0% France 4% 96% (6) 3 64% No 30% 0% Germany 18% 82% (5) 9 c. 50% Yes >100% 15% Ireland 18% 82% (1) 4 40% No >100% 0% Italy 20% 80% (6) 3 80% Yes 30% 5% Luxembourg 0% 100% (3) 1 100% No >100% 0% Netherlands 84% 16%(3) 3 n.a. No >100% 0% Spain 3% 98%(6) 2 85% Yes 30% >100% Sweden 0% 100% 1 100% No 0% 0% UK 90% 10% 6 c. 25% Completed 10% 0% Estonia 0% 100% (1) 1 100% No - 0% Latvia 0% 100% (1) 1 100% No - 0% Lithuania 0% 100% (1) 4 43% No - 0% Poland 34% 66% (3) 1 100% No >100% 0% Czech R 1% 99% (2) 1 99% No >100% 0% Slovakia 3% 97% (1) 1 97% No >100% 0% Hungary 25% 75% (2) 1 100% No 10% 0% Slovenia 0% 100 (3) 1 100% No >100% 0% Candidate Countries Romania 80% 20% (1) 7 n.k No 0% 0% Bulgaria 1% 99% (1) 1 100% Yes >100% 0% Turkey 3% 97% (5) 1 100% Yes 0% 0% (*) с другими странами членами Европейского сообщества, с второстепенными маршрутами импорта, включая возможный обратный транзит. Источник [4] В то время, как таблица 22 представляет относительные величины импорта и добычи газа, в таблице 23 представлены абсолютные величины потребления, добычи и импорта газа странами членами Европейского союза на июль 2003 года.

Таблица 23. Потребление, добыча и импорт газа в млн. м3. (на июль 2003 года) (% p.a.) Потребление, Величина собствен- Объем импорта (*) Увеличение потребления млн. м3 ной добычи, млн. м3 млн. м3 2002 против 2001, % Austria 8.3 1.9 41.0 -1.8% Belgium 16.0 0.0 79.0 n.k.

Denmark 7.5 7.3 1.7 +0.6% France 40.3 1.7 63.0 +0.2% Germany 98.4 20.2 87.0 +0.5% Italy 70.0 14.3 86.0 0.0% Ireland 4.2 0.6 8.4 +2.5% Luxem. 0.8 0.0 4.0 +36.0% Netherl. 36.0 65.0 17.0 n.k.

Spain 23.5 0.7 33.5 +15.0% Sweden 0.8 0.0 2.0 +9.8% UK 94.0 112.0 9.5 -4.0% Estonia n.k. n.k. n.k. n.k.

Latvia 1.5 0.0 1.5 +1.0% Lithuania 2.6 0.0 6.0 +1.5% Poland 12.4 4.0 7.8 -1.5% CzechR 9.6 0.1 12.0 -3.0% Slovakia 7.5 0.2 7.3 +5.4% Hungary 12.8 3.1 13.0 +0.0% Slovenia 1.0 0.0 3.5 -3.6% Candidate Countries Romania 15.0 12.0 12.0 -0.6% Bulgaria 3.0 0.0 6.0 -9.0% Turkey 17.6 0.4 26.0 +10. Источник [4] (*) From all physical import pipelines directly or indirectly linked to producing countries plus LNG.

n.k. - неизвестно Как следует из анализа таблиц, с точки зрения обеспеченности собственным газом, наиболее благополучными странами являются Великобритания и Нидерланды, где собствен ная добыча газа превышает внутреннее потребление. Для остальных стран ЕС проблема не зависимости национальных рынков от источников газа, находящихся вне национальных гра ниц, стоит весьма остро.

4.12. Зависимость Европейского рынка газа от внешних источников газа Зависимость Европейского газового рынка от внешних и внутренних источников при родного газа является одним из очень важных вопросов, беспокоящих руководство Европей ского союза. Важность этого вопроса обусловлена устойчивым ростом потребления природ ного газа, большей частью за счет то, что большинство производителей электроэнергии по требляют именно природный газ. Так в 1960 году природный газ давал менее 2% энергии, потребляемой Европой, в 1985 – приблизительно 16%, а в 2000 году уже 24%, при этом рост потребления природного газа не прекращается даже в периоды очень низкого роста эконо мики, примером является 2001 год, когда потребление газа выросло на 2.5% [7].

Хотя на территории Европейского союза есть собственные крупные месторождения природного газа, тем не менее, постоянно растущие потребление природного газа приводит к постоянному росту импорта этого ресурса из стран, не входящих в Европейский союз. На рисунке 32 представлена структура импорта природного газа из стран, не входящих в Евро пейский союз, на 1999 год, при этом в 1998 году приблизительно 40% всего потребляемого газа импортировалось из стран, не входящих в Европейский союз.

Рисунок 32. Импорт природного газа в 1999 году из стран не входящих в Европейский союз (источник [6]) Для того чтобы быть в состоянии противостоять краткосрочным шокам на рынке газа, странами Евросоюза создаются резервные запасы газа. В настоящее время, общих запасов природного газа Евросоюза хватит приблизительно на 50 дней (что составляет 14% годового потребления), при этом эти запасы распределены неравномерно, так запасы Австрии состав ляют 115 дней среднеевропейского потребления, запасы Франции – 95 дней, Германии и Италии – 80 дней, Дании – 65 дней, а запасы Англии, Греции, Бельгии, Испании и Нидерлан дов составляют от 10 до 20 дней (другие страны Европейского сообщества запасов природ ного газа не имеют).

На рисунке 33 представлен прогноз потребления газа странами Европейского союза до 2020 года [8].

Рисунок 33. Прогноз роста спроса и предложения на газ до 2020 года (Источник [8]) По прогнозам специалистов Европейского союза к 2020 году объем импорта газа пят надцатью странами Западной Европы (EU15) может достигнуть 60%, странами EU25 – 65% [7]. Такой прогноз чрезвычайно неблагоприятен для стран Евросоюза, поэтому для увеличе ния стабильности в долгосрочном периоде предлагаются следующие меры:

Увеличение стратегических резервов.

Заключение долгосрочных контракты на поставку газа «извне».

Развитие рынка сжиженного газа.

4.13. Заключение Как следует из приведенного обзора, Европейский союз окончательно встал на путь создания конкурентного рынка газа на всей территории Европы. Следует отметить, что соз дание такого рынка оказался длительным процессом, и это при том, что большинство стран Европейского рынка газа – это развитые страны с высоким уровнем жизни и большим коли чеством отлаженных институтов, действующих вике и обществе.

Понятно, что конкурентный рынок газа Европейский союз хотел бы видеть и в Рос сии, тогда и российский, и европейский рынок природного газа будут гармонизированы.

Опыт становления такого рынка в Европе показывает, что помимо институтов, обслужи вающих собственно рынок газа, необходимо еще совершенствование институциональной среды в России. Кроме того, важно правильно подобрать скорость становления рынка газа в России, чтобы не допустить противоречия между целями реформ и их институциональным обеспечением.

Литература [1] “DIRECTIVE 98/30/EC OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL of 22 June 1998 concerning common rules for the internal market in natural gas” [2] Commition Staff Working Paper, First benchmarking report on the implementation of the inter nal electricity and gas market, Brussels 03.12. [3] Commition Staff Working Paper, Second benchmarking report on the implementation of the in ternal electricity and gas market, Brussels 01.03. [4] DG TREN DRAFT WORKING PAPER, Third benchmarking report on the implementation of the internal electricity and gas market, Brussels 01.03. [5a] Dri –Wefa. “Report for the Europian Commision Directorate General for Transport and Energy to determine changes afetr opening of the Gas Market in August 2000”, vol 1 “European Over view”, July [5b] Dri –Wefa. “Report for the Europian Commision Directorate General for Transport and Energy to determine changes afetr opening of the Gas Market in August 2000”, vol 2 “Country reports”, July [6] – European Commission Directorate-General for Energy and Transport, Memo: “The internal energy market: Improving the security of energy supplies”, [7] – Proposal for a Directive of the European Parliament and the Council concerning measures to safeguard security of natural gas supply.

[8] Brochure “OPENING UP TO CHOICE Launching the single European gas market”, [9] Council of European Energy Regulation, “The Development of Gas Hubs and Trading Centres in Europe”, [10] International Energy Agency, “Flexibility in Natural Gas Supply and Demand”, 2002.

[11] Mark Armstrong;

John Vickers, Price Discrimination, Competition and Regulation, The Journal of Industrial Economics, Vol. 41, No. 4. (Dec., 1993), pp. 335-359.

Grais Wafik, Zheng Kangbin, “Strategic Interdependence in the East-West Gas Trade. A Hierarchi cal Stackelberg Game Approach”. POLICY RESEARCH WORKING PAPER 1343, world bank (1994) Halpen Jonathan, Rosellon Juan, “Regulatory Reform in Mexico’s Natural Liberalization in the Context of A dominant upstream incumbent”. POLICY RESEARCH WORKING PAPER 2537, World Bank (2001) Juris Andrej, “Development of Natural Gas and Pipeline Capacity markets in the United States”.

POLICY RESEARCH WORKING PAPER 1897, World Bank (1998) Tarr David, Thomson Peter, “The Merits of Dual Pricing of Russian Natural Gas”. The World Bank (2003) Cremer H., Laffont J.-J., 2002, Competition in Gas Markets, European Economic Review, vol. 46, 928-935.

Hubert F., S. Ikonnikova, 2002, Strategic Investment and Bargaining Power in Supply Chains: A Shapley Value Analysis of the Eurasian Gas Market, Mimeo.

Используемые обозначения:

AT – Австрия BE – Бельгия DE - Германия DK - Дания ES – Испания EU – Европейский союз (EU15 – 15 стран европейского союза) IR - Ирландия IT – Италия FI – Финляндия FR – Франция LX - Люксембург PT - Португалия SW - Швеция UK – Англия CZ – Чешская Республика PL - Польша HU –Венгрия 1 m3 = 39 MJ (GCV) = 10.8 kWh.

1 kWh = 3,6 MJ = 860 kcal.

Pages:     | 1 ||



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.