Современное состояние газовой отрасли

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Иркутский государственный технический университет

Кафедра Мировой экономики

Пояснительная записка

к курсовой работе по дисциплине

«Мировой рынок природного газа»

Иркутск 2012 г.

Введение

Газовой промышленности России уже более 50 лет. Конечно, среди других крупных отраслей ТЭК - угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас, в условиях кризиса, отрасль демонстрирует гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста. На природный газ возлагаются большие надежды, как на наиболее дешевое высокоэкологичное топливо в период подготовки к переходу на более широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего тепла земли). Кроме того, на территории России имеются огромнейшие запасы этого вида топлива. Именно поэтому необходим тщательный анализ газовой промышленности, как одной из самых важных отраслей для экономики России.

Целью этой работы является рассмотрение характеристики современного состояния газовой отрасли и выявление путей решения существующих проблем. Для реализации поставленных целей были определены следующие задачи:

- рассмотреть место и роль газовой промышленности в топливно-энергетическом комплексе России;

- изучить особенности развития и размещения газовой промышленности России;

- проанализировать сложившиеся проблемы развития газовой промышленности и выявить пути их решения;

- определить перспективы дальнейшего развития газовой промышленности.

В соответствие с поставленными целями и задачами определилась логика и структура изложения данной курсовой работы, которая состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложений.

В первой главе рассматривается место и роль газовой промышленности в топливно-энергетическом комплексе России. Во второй - особенности развития и размещения газовой промышленности России и её место в мире. И наконец, в третьей главе анализируются проблемы развития газовой промышленности, предлагаются пути их решения и рассматриваются перспективы развития.



1. Современное состояние мирового рынка природного газа

1.1 Характеристика природного газа

Природный газ - одно из важнейших горючих ископаемых, занимающие ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, важное сырьё для химической промышленности. Почти на 90% он состоит из углеводородов, главным образом метана СН4. Содержит и более тяжёлые углеводороды-этан, пропан, бутан, а так же меркаптаны и сероводород (обычно эти примеси вредны), азот и углекислый газ (они в принципе бесполезны, но и не вредны), пары воды, полезные примеси гелия и других инертных газов. Энергетическая и химическая ценность природного газа определяется содержанием в нём углеводородов. Очень часто в месторождениях он сопутствует нефти. Разница в составе природного и попутного нефтянного газа имеется. В последнем, как правило, больше сравнительно тяжёлых углеводородов, которые обязательно отделяются, прежде чем использовать газ.

Метан, содержашийся в природном газе, представляет немалую ценность для химической промышленности. При неполном сгорание его образуется водород, оксид углерода СО, ацетилен, а от них начинаются разнообразные цепи химических превращений, приводящих к образованию альдегидов, спиртов, ацетона, уксусной кислоты, амиака. . . Природный газ, а не вода, я вляется главным источником промышленного получения водорода. И всё же в основном метан идёт на сжигание. Синтетические возможности других углеводородов, содержащихся в природном газе, более богатые, чем метана. Эти углеводороды превращают прежде всего в этилен и пропилен-важнейшее сырьё для производства пластических масс. Главная ветвь превращения бутана выглядит так: бутан-бутилен-бутадиен-изопрен-синтетические каучуки. К сожалению, бутановая фракция природного газа и составляет в среднем около 1%.

Очень важно и ценно, что природный газ можно транспортировать на значительные расстояния с относительно небольшими затратами - по газопроводам. Первый в СССР газопровод Саратов-Москва был введён в эксплуатацию в 1946 г. Известный район добычи газа в нашей стране-Западно-Сибирская платформа. В числе газовых месторождений в этом районе - Уренгойское, Медвежье, Заполярное и др.

Часть мирового запаса газа сосредоточена в виде так называемых газовых гидратов состава М*nH2O (где М-молекула газа, а величина n колеблется от 5. 75 до 17), или клатратов. Внешне они напоминают спрессованый снег. Их месторождения существуют в условия вечной и многолетней мерзлоты и представляют собой потенциальный источник добычи газа методами, сходными с традиционными способами добычи твёрдых горючих ископаемых. Но пока газовые гидраты осложняют работы газодобытчиков Севера - забивают скважины и трубопроводы, уменьшают их пропускную способность. Для борьбы с ними в скважины закачивают некоторые химикаты или сжигают часть газа. Хранят природный газ в подземных газохранилищах, нередко используя для этого прежние выработки и огромные естественные пещеры. В газгольдерах же (держателях) хранится лишь минимально необходимый запас газа. Газгольдеры предназначены главным образом для того, чтобы с их помощью регулировать суточные неравномерности потребления газа на производстве.

1.2 Структура рынка природного газа

Доля природного газа в топливно-энергетическом балансе мира весьма скромная - 23%, что не отвечает его преимуществам по сравнению с другими энергоносителями. Соответственно темпы роста газовой промышленности в большинстве стран мира также невысокие. Исключение представляют такие страны, как Россия, Нидерланды, Норвегия и ряд других, в которых уже сегодня природный газ является основным энергоносителем и в которых, можно считать, на смену «эпохе нефти» пришла «эпоха природного газа» или «эпоха метана».

Таблица 1 Достоверные запасы газа (трлн.куб.м.), на конец года

Из десяти крупнейших газовых месторождений мира (рисунок 4), начальные запасы которых на конец 2009 года составляли не менее 63 трлн.куб.м., половина находится в России. Самое крупное, однако, Южный Парс/ Северное находится в территориальных водах Катара и Ирана. Запасы этого месторождения оцениваются в 13,4 трлн.куб.м. газа. На втором месте в мире - Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение с общими геологическими запасами 16 трлн.куб.м. и остаточными запасами - 10,2 трлн.куб.м. Самое молодое месторождение первой десятки Хейнсвиль - открыто в США в 2008 г.

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

В США за последние 5 лет добыча нетрадиционного газа выросла настолько, что в 2010 году такой газ составлял уже более 50% от производства газа в США (рисунок 5). Более того, быстрорастущая добыча окупает инвестиции за месяцы, а быстрая окупаемость инвестиций позволяет бурить все больше и больше скважин. В Европе запасы нетрадиционного газа достаточно велики и, вероятно, даже превышают запасы обычного газа.

В таблице 2 представлены ведущие страны по добыче природного газа.

Таблица 2 Ведущие страны по добыче природного газа, млрд.куб.м.

1.3 Субъекты рынка

Рынок природного газа, по сути дела, состоит из двух рынков: рынка трубопроводного газа и рынка сжиженного природного газа (СПГ). Основными экспортерами газа являются пять регионов, а главными импортерами газа - шесть-семь стран. Основным и самым крупным экспортёром трубопроводного газа в настоящее время является Россия, которая обеспечивает более 36% 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. Прежде всего, следует отметить, что в отличие от рынка нефти, который с полным правом можно назвать мировым, газовые рынки имеют достаточно четкий региональный характер.

В таблице 3 приведены крупнейшие экспортёры и импортёры природного газа.



Таблица 3 Мировая торговля природным газом, млрд.куб.м.

1.4 Спрос и предложение на рынке природного газа

За последние 20 лет доля природного газа в мировом энергетическом балансе выросла с 19% до 24%. По прогнозам ряда экспертов, она будет и далее постепенно возрастать до 26-28% к 2020 году и 30% к 2050 году. Масштабы и структура потребления энергетических ресурсов в мировой экономике со временем претерпевают значительные изменения под влиянием спроса и предложения.

За период 1998-2008 гг. мировое потребление природного газа выросло на 33%. В 2008 г. по сравнению с 2007 г. прирост составил 2,5%. Экологичность, экономичность и технологичность этого энергоресурса и сырья обуславливают высокие темпы роста спроса на него и в будущем. По различным оценкам темпы увеличения его потребления в целом по миру и далее составят 2,5-3% в год.

Среди факторов спроса на природный газ определяющими являются темпы развития мировой экономики и ее энергоемких отраслей - электроэнергетики, химической промышленности, металлургической промышленности и некоторых других. Также на спрос влияет потребление сферы услуг, общественного сектора и домашних хозяйств. В этих сегментах экономики наблюдается разнонаправленное воздействие многих факторов. С одной стороны, новые энергосберегающие технологии и товары, появляющиеся на рынке, понижают спрос на природный газ, а с другой стороны, увеличение энерговооруженности сферы услуг, общественного сектора и домашних хозяйств ведет к его росту.

Структурные сдвиги в потреблении энергоресурсов в направлении увеличения доли природного газа также связаны и с изменениями в предложении энергоресурсов. Наряду с традиционными энергоносителями (нефть, газ, уголь) в последние годы на рынке появился широкий спектр нетрадиционных видов энергии типа горючего газа, извлекаемых угольных пластов, малопроницаемых песков, сланцев. 2010 год был для мировой газовой отрасли непростым и прошел под знаком постепенного преодоления последствий финансового кризиса, начавшегося в 2008 году.

В Северной Америке и Европе потребление газа вплотную приблизилось к рекордным уровням прошлых лет. Конечно, во многих случаях производителям газа помогло похолодание, однако главной причиной роста всё-таки является восстановление экономики и востребованность газа как топлива в краткосрочной и долгосрочной перспективе. Рынок Азии лидирует в процессе восстановления потребления газа после финансового кризиса.

Основными потребителями газа являются промышленно развитые страны Европы, Америки и Азии: примерно 70% приходится на эти регионы. Прогнозы показывают, что наибольший рост потребления газа ожидается на рынке АТР и Ближнего Востока - 3-4% в год. Напротив, прогноз роста рынка в Северной Америке и Европе будет наименьшим и составит примерно 0,4-0,8% в год.

Для России газ является основным топливом: его доля в потреблении первичной энергии составляет 55,2%. По мировым меркам это очень много. Среди развитых стран такой высокой доли газа в топливном балансе не имеет ни одна. Это относится даже к тем державам, что газом не обделены: в Великобритании его доля 40%, в Нидерландах -- 38%, в Канаде -- 27%, в США -- 26%, а в Норвегии с её преобладанием гидроэнергетики -- всего лишь 9%. Однако на фоне таких стран, как Иран, где газ тоже даёт 55% всей первичной энергии, или Алжир, где его доля равна 60%, Россия смотрится вполне органично. А если сравнивать с ОАЭ, Катаром, Туркменией, Азербайджаном, Узбекистаном или Белоруссией, то говорить, что в России всё топится газом, вообще нельзя. Тем не менее, потребление газа в России гигантское. Достаточно сказать, что оно равно потреблению Германии, Франции, Италии, Японии, Китая и Индии вместе взятых. Россия ежегодно сжигает и перерабатывает 420 млрд.куб.метров газа, уступая по этому показателю только США.

В таблице 4 представлены данные о крупнейших странах-потребителях природного газа.



Таблица 4 Крупнейшие страны-потребители природного газа, млрд. куб.м.5



2. Особенности развития мирового рынка природного газа

2.1 Ценообразование на рынке природного газа

В результате мирового экономического кризиса на европейском газовом рынке произошли определенные изменения в балансе спроса и предложения, и очень возможно, что эти изменения в будущем самым непосредственным образом скажутся и на принципах ценообразования природного газа. Это, в свою очередь, будет иметь далеко идущие последствия для всего постсоветского пространства, где и продавцы, и покупатели этого товара стремятся к тому, чтобы цена импортируемого газа была привязана к цене газа для европейских потребителей.

Вследствие спада промышленного производства европейские государства снизили объемы потребления природного газа, в то время как объем предложения не изменился и даже имеет тенденцию к росту, в том числе и за счет роста предложения сжиженного газа.

Увеличение предложения при одновременном снижении спроса на определенный товар обычно должно приводить к снижению цены этого товара. Но на газовом рынке ситуация несколько иная. Дело в том, что основные поставщики природного газа на мировой рынок, прежде всего Россия, Норвегия и Алжир, осуществляют поставки на основе долгосрочных контрактов, где цена на газ привязана к средней цене на определенные виды нефтепродуктов за предыдущие шесть или девять месяцев.

Но, кроме долгосрочных контрактов, относительно небольшие объемы природного газа можно приобрести и на обычной бирже, где его цена будет зависеть от соотношения спроса и предложения на момент покупки (так называемые спотовые контракты, т.е. краткосрочные). Так вот, в этом году на виртуальных газовых биржах NBP (Великобритания), TTF (Нидерланды) и NCG (Германия) природный газ продавался по цене примерно вдвое ниже той, что заложена в долгосрочных контрактах.

Если предложение природного газа и в дальнейшем будет превышать спрос, а цена поставки по долгосрочным контрактам будет так же значительно отличаться от рыночной цены на момент покупки, то существующие еще с 70-х годов прошлого века принципы формирования цены природного газа в зависимости от цены на нефть не выдерживают критики.

В связи с этим уже в ближайшем будущем можно с уверенностью прогнозировать отход от традиционной схемы ценообразования, при которой цена природного газа жестко привязана к цене нефти. По нашим прогнозам, это может произойти уже в течение ближайших двух лет, но не позднее 2014 года.

Во время газовых переговоров в начале 2009 года Киев и Москва договорились о том, что цена природного газа для Украины должна подняться до общеевропейского уровня за вычетом дополнительной стоимости транспортировки. То есть, другими словами, Украина должна получать российский газ по той же цене, что и европейские потребители. Именно этот принцип ценообразования заложен в подписанном в январе “Газпромом” и “Нафтогазом Украины” газовом контракте. Согласно условиям документа, цена на российский газ для Украины пересматривается каждые три месяца в зависимости от средней цены на мазут и газойль, сложившейся за предыдущие девять месяцев.

Однако, учитывая сложности с формированием европейской цены на газ, уже очень скоро может встать вопрос о формировании цены на газ и для Украины. То есть, коль скоро Киев должен получать газ по цене не ниже его чистой экспортной стоимости для европейских потребителей, то каков должен быть изначальный уровень, от которого следует отталкиваться при определении экспортной цены газа для Украины?

На сегодняшний день существует три группы причин, которые делают необходимым и неизбежным переход к новой системе ценообразования природного газа:

- Первый комплекс причин связан с нынешним механизмом ценообразования. Изначально логика привязки цены природного газа к цене на некоторые виды нефтепродуктов была обусловлена тем, что эти нефтепродукты (а именно -- мазут и газойль) могут использоваться как заменители природного газа в таких областях, как жилищно-коммунальное хозяйство, сфера обслуживания, промышленность и электроэнергетика.

Однако за последние 20 лет крупнейшие европейские потребители природного газа в значительной мере утратили свои возможности по использованию газа вместо мазута и дизельного топлива, и наоборот. Это связано с тем, что область применения нефтепродуктов сегодня ограничивается только лишь обслуживанием потребностей автомобильных перевозок и транспортной индустрии.

Данные статистики говорят о том, что во время экстремально холодной зимы 2005--2006 годов, когда на рынках некоторых европейских государств ощущался значительный дефицит природного газа, на использование нефтепродуктов смогли перейти лишь очень немногие промышленные потребители в Германии и несколько электростанций в Испании. То есть сохранившиеся на сегодняшний день в крупнейших европейских странах возможности по использованию нефтепродуктов вместо природного газа и наоборот покрывают менее 5% от их общей энергетической потребности.

Если в 70-х годах прошлого столетия цены природного газа и нефти были примерно одинаковыми в силу того, что потребности в газе можно было с успехом восполнять за счет нефтепродуктов и наоборот, то сегодня такая возможность утеряна большинством крупнейших потребителей, на долю которых приходится около 75% европейского газового рынка. Поэтому можно говорить о том, что существующая формула ценообразования с привязкой цены природного газа к цене мазута и газойля больше не соответствует рыночным реалиям. Тем не менее именно такая формула сохранилась и используется до наших дней, так как она полностью устраивает и поставщиков, и потребителей, особенно учитывая отсутствие реальных альтернативных механизмов ценообразования.

Крупные поставщики природного газа уже неоднократно пытались проводить скоординированную политику на рынке. Например, в 2001 году был создан Форум стран -- экспортеров газа, а в 2008 году Россия, Иран и Катар заключили “тройственный газовый союз”. Эти попытки вызвали в среде потребителей опасения, что в случае отмены ценовой связки нефть--газ экспортеры будут пытаться внедрить механизмы ценообразования, аналогичные тем, которые применяются сегодня в рамках Организации стран -- экспортеров нефти (ОПЕК).Такие попытки, безусловно, будут предприниматься. Но при этом всем следует учитывать усиливающуюся конкуренцию на мировом газовом рынке, особенно в его североамериканском сегменте, а также тот факт, что региональные рынки, в недавнем прошлом четко отделенные друг от друга, будут в какой-то степени связаны поставками сжиженного газа, который, в отличие от трубопроводного газа, можно относительно легко транспортировать с одного континента на другой.

- В основе второго комплекса причин, диктующих необходимость перехода на новые принципы ценообразования на европейском газовом рынке, лежат последствия мирового финансового кризиса и связанного с этим экономического спада.

В 2009 году объем европейского рынка природного газа, по разным оценкам, сократился в среднем примерно на 8% (хотя для различных стран отклонения от этого показателя могут быть весьма значительными). Объемы импорта газа за этот же период упали еще больше. Так, за первые шесть месяцев 2009 года объем газовых поставок крупнейшим европейским потребителям сократился на 12,4% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. При этом самое масштабное падение отмечено в сфере импорта газа странами СНГ, где соответствующий показатель достиг 30,6%.

Из этого следует, что европейские потребители купили меньше газа в целом и прежде всего минимизировали импорт из России. Одной из причин такой ситуации стал срыв графика газовых поставок в январе этого года. Но в еще большей степени на ситуацию повлияла возможность приобретения природного газа из альтернативных источников и по более выгодной цене (в частности, через газовые биржи или так называемые спотовые рынки, где цена диктуется балансом спроса и предложения на конкретный момент времени), а также стремление потребителей отложить закупки газа по долгосрочным контрактам на вторую половину года.

Согласно условиям долгосрочных контрактов, европейские покупатели обязаны отобрать определенный минимальный объем законтрактованного газа (обычно это 80% от заранее согласованного объема контракта) либо заплатить неустойку в размере полной стоимости недопоставленного газа.

В сентябре появились сообщения о том, что крупнейшие импортеры российского газа в Германии, Турции и Италии обратились к “Газпрому” с просьбой об отсрочке платежей за недобор ранее оговоренного объема газа и, кроме того, предложили откорректировать стоимость поставок с учетом цены, сложившейся на спотовом рынке. В то же время стало известно о том, что некоторым потребителям газа нероссийского происхождения удалось добиться корректировки ценовых параметров соответствующих контрактов и получить больше газа по цене, приближенной к цене спотового рынка.

Все это говорит о том, что переход от ценовой привязки газа и нефти к другим механизмам ценообразования фактически уже начался.

- И, наконец, третий комплекс причин касается будущего газового рынка.

Если спрос на природный газ на европейском рынке быстро восстановится до уровня 2008 года и если с рынка исчезнут альтернативные источники поставок (главным образом, сжиженного газа), то рыночные позиции покупателей газа сильно ослабнут, а маржа между ценой поставки по долгосрочным контрактам и ценами спотового рынка вновь сократится до минимума. В таком случае механизм формирования цены природного газа вряд ли изменится. Но, с другой стороны, есть все основания говорить о том, что события будут развиваться по совсем иному сценарию.

1. Последствия мирового экономического кризиса, а также изменения на энергетическом рынке таковы, что объем европейского газового рынка сможет вернуться к уровню 2008 года не ранее 2012 года. То есть рыночная конъюнктура останется благоприятной для покупателя на протяжении еще как минимум двух-трех лет.

2. Превышение предложения над спросом на газовом рынке США (вследствие неожиданно успешной разработки нетрадиционных газовых ресурсов) и увеличение объемов импорта сжиженного природного газа из Катара позволяют надеяться на значительное увеличение уже в течение нескольких ближайших месяцев поставок сжиженного газа и на европейский рынок.

3. Стремительный рост на территории континентальной Европы спотовых рынков, традиционно имевших ограниченную ликвидность и занимавших очень небольшой сегмент газового рынка.

Все вышеописанное дает основания полагать, что переход к формированию цен на природный газ на основе рыночных конкурентных механизмов без привязки к нефтяным котировкам -- это не спонтанное явление, а логичное стратегическое направление развития газового рынка.

газовый промышленный ценообразование

2.2 Анализ конкуренции на рынке природного газа

Естественные монополии - это монополии на рынках, где неизбежное отсутствие конкуренции требует от государства регулирования цен. К таким рынкам относятся, в частности, рынок природного газа, рынок электроэнергии, железнодорожные перевозки. Во избежании предполагаемого роста издержек и соответственно цен в случае либерализации этих рынков государство, передавая право управлять ими компаниям-монополистам, одновременно устанавливает контроль над издержками и ценами.

Что касается рынка газа, то монопольный характер его регулирования не распространяется на его добычу, поскольку конкуренция в области добычи не ведет к росту цен, а, наоборот, способствует их снижению. Монопольный вид деятельности касается только транспортировки газа, передачи его по трубопроводам. Государство либо полностью владеет компанией-монополистом, являясь его собственником, либо выступает в роли куратора с решающими полномочиями. Например, во Франции сразу же после окончания второй мировой войны была установлена государственная монополия на рынке природного газа и электроэнергии. В 1945 г. управление рынком природного газа было возложено на государственную компанию «Газ де Франс», управление рынком электроэнергии - на «Электрисите де Франс».

В руках «Газ де Франс» были сосредоточены основные рычаги управления газовым хозяйством страны. Ей было предоставлено монопольное право на транспортировку, хранение и распределение природного газа на территории Франции, а также на внешнюю торговлю природным газом. Деятельность компании не касалась производства газа, но все производители газа не допускались к распределительной сети и обязаны были продавать газ компании-монополисту. В 1946 г. был принят закон, в соответствии с которым «Газ де Франс» получала финансовую самостоятельность и выступала в деловой сфере как частное юридическое лицо. За государством сохранялись контрольные функции. В частности, инвестиционные программы и тарифы «ГдФ» должны были быть одобрены органами государственной власти. Контрольные функции за деятельностью «ГдФ» возлагались на министра промышленности и министра экономики.В настоящее время «Газ де Франс» управляется административным советом, в который помимо президента входят 18 человек, в том числе 6 представителей государственной администрации. В ряд оперативных управлений «ГдФ» включены представители «Электрисите де Франс». Такие смешанные управления созданы для обеспечения единства в энергетической политике двух естественных монополий, чтобы изменения тарифов на электроэнергию корреспондировались с ценами на газ. «ГдФ» развивает газовую инфраструктуру - строит магистральные газопроводы, газораспределительные сети, терминалы для метановозов, подземные хранилища. В частности, «ГдФ» построила подземные хранилища газа под водоносными горизонтами в районах Гурнайа, Байнсе и Шемера, в соляных пластах в районах Терзаниа и Этреза. Объем хранилищ газа, принадлежащих «ГдФ», превысил в середине 90-х годов 14 млрд.куб.м. На внутреннем рынке «ГдФ» конкурирует только с производителями других энергоносителей - электричества, нефтепродуктов, каменного угля. Иностранных поставщиков газа «ГдФ» стремится не допускать непосредственно до французских потребителей (и что ему до последнего времени удавалось), установив режим единого импортера. Таким образом, конкуренция «газ - газ» на внутреннем рынке полностью исключалась.

В Италии функционирование естественных монополий имеет свои особенности, но во многом сходно с французской системой. Как и во Франции, в Италии в первые послевоенные годы была учреждена компания-монополист - Энте национале идрокарбури - «ЭНИ» (Национальная компания углеводородного сырья). В отличие от «Газ де Франс» «ЭНИ» монополизировала не только рынок газа, но и рынок нефти, а также добычу газа. Когда после второй мировой войны в долине р. По были открыты сравнительно крупные месторождения природного газа, «ЭНИ» получила монопольное право на их разработку. Такое же право она получила впоследствии на разработку газовых месторождений на континентальном шельфе в Северной Адриатике.

Первоначально «ЭНИ» имела статус государственного финансового холдинга, т.е. являлась держателем контрольных пакетов ряда компаний, в том числе и газовых. До начала 90-х годов группа «ЭНИ» входила в число предприятий, которые в организационном плане контролировались Министерством государственные участий. В результате начавшейся в 90-е годы приватизации Министерство государственных участий было упразднено, а в 1992 г. группа «ЭНИ» была преобразована в акционерное общество.

Практически вся работа по газообеспечению Италии осуществляется фирмой «СНАМ», являющейся дочерней компанией «ЭНИ». В настоящее время «ЭНИ» контролирует 90% добычи природного газа в стране. 100% его импорта и 99% его распределения. В 1996 г. длина магистральной трубопроводной газотранспортной системы Италии достигла 27 тыс. км, из которых 97% принадлежат «ЭНИ».

Италия заинтересована в зарубежных поставках газа и с целью поощрения его ввоза установила более льготный импортным режим по сравнению с другими энергоносителями. В частности, налог на добавленную стоимость, взимаемый при импорте, установлен на природный газ в 4%, в то время как для каменного угля он составляет 12%, для нефти и нефтепродуктов - 19%. Вместе с тем импорт монополизирован компанией «СНАМ».

Продажа природного газа проводится на основе государственной тарифной системы, ставки которой едины для всей страны. Согласно действующим нормативам, цены на газ контролируются государственной администрацией, в частности, межминистерским комитетом цен и провинциальными комитетами цен. Законом предусмотрено, что продажа газа фирмой «СНАМ» подчиняется так называемому режиму наблюдения, суть которого состоит в контроле за тем, чтоб цены устанавливались согласно критериям, которые отвечают требованиям национальной энергетической политики.

Что же касается другой естественной монополии - электроэнергетики, то до начала 60-х годов в Италии рынок электроэнергии формально не был монополизирован, хотя на нём доминировал трест «Эдисон». После национализации электроэнергетики в 1962 г. роль компании-монополиста стала играть государственная организация «ЭНЕЛ» (Эитс национале ди элеттричита).

Монопольное положение на рынке природного газа французской компании «Газ де Франс» и итальянской «ЭНИ» способствует концентрации усилий по созданию сложной и дорогостоящей инфраструктуры с единым, но контролируемым хозяином. И это, на наш взгляд, оправдано, поскольку в современных условиях ведет к повышению надежности и эффективности снабжения потребителей природным газом, предотвращает ненужную растрату капитала. Возникновение естественных монополий направлено против возможного, а иногда неизбежного роста цен, т.е. на защиту потребителей. В то же время конкурентную среду на рынке природного газа целесообразно создавать за счет участия иностранных поставщиков.

Протекционистская позиция в отношении иностранных поставщиков газа противоречит общемировым и, в частности, общеевропейским тенденциям либерализации товарообменов, снятия ограничений и открытия рынков для конкурентной борьбы. В начале 1992г. Европейская комиссия выпустила две директивы, касающиеся либерализации рынка природного газа и электроэнергии.

Тенденция к либерализации рынка природного газа в значительной степени проявляется и в Великобритании. Известно, что компания «Бритиш гэс» долгое время была государственной и являлась монополистом на британском рынке. Она объединяла добычу газа, дальнюю транспортировку и конечное распределение между потребителями. В 1986 г. по решению правительства М. Тэтчер «Бритиш гэс» была денационализирована, но осталась монополистом на рынке природного газа. В начале 90-х годов правительство, следуя, курсу либерализации, разрешило промышленным потребителям покупать газ у иностранных компаний. В этих условиях «Бритиш гэс» столкнувшись с мощной конкуренцией, была вынуждена существенно сократить поставки на внутренний рынок. Впоследствии в целях преодоления все увеличивающихся трудностей «Бритиш гэс» разделилась на две независимые компании, каждая из которых имеет, на наш взгляд, хорошие шансы на успех. Пример с «Бритиш гэс» показывает оздоровляющее воздействие конкуренции, хотя в ряде случаев это воздействие носит «хирургический» характер и может сопровождаться банкротством некоторых компаний, не выдержавших жестких требований открытого рынка.

Среди ведущих стран Западной Европы наибольшей степени либерализации рынка природного газа достигла ФРГ, где изначально не было единой компании-монополиста, держащего весь рынок в своих руках, пусть и под контролем государства. На территории ФРГ действуют 10 газодобывающих и 19 газоснабженческих компаний - импортеров, которые поставляют его непосредственно крупным потребителям, а также 650 местным распределительным предприятиям, которые продают газ конечным потребителям. Среди газоснабженческих компаний-импортеров до начала 90-х годов доминирующие позиции занимал концерн «Рургаз АГ», на который приходилось около 3/4 поставок природного газа конечным потребителям.

С начала 90-х годов после объединения Германии, в газовом хозяйстве страны произошли большие изменения, вызванные интенсивной газификацией новых федеральных земель, что привело к существенному расширению емкости рынка природного газа в стране.

Следствием активного внедрения в экономику и бытовой сектор новых федеральных земель (НФЗ) природного газа стало резкое обострение конкурентной борьбы на рынке «голубого топлива» Германии.

Занимающему доминирующее положение на рынке природного газа старых земель ФРГ концерну «Рургаз АГ» не удалось создать столь же прочные позиции на востоке страны, хотя этот концерн имеет 35% акций основной газоснабжающей компании в новых федеральных землях «Фербунднетц Газ АГ» (ФНГАГ). Рынок природного газа НФЗ привлек внимание крупнейшего химического концерна «БАСФ». Дочерняя компания этого концерна «Винтерсхалл АГ» с каждым годом укрепляет свое положение в области дальнего газоснабжения. «Винтерсхалл АГ» создала совместно с РАО «Газпром» предприятие «Винтерсхалл Газ АГ» («Вингаз»). Па наш взгляд, следует ожидать усиления конкурентной борьбы между концерном «Рургаз АГ» и ее новым конкурентом - фирмой «Вингаз», за плечами которой стоят растущие поставки российского газа, цены на который фирма может снижать без особых колебаний. «Рургаз», по имеющимся сведениям, вынужден предоставлять своим покупателям ценовые скидки, так что конкуренция, как видно, уже дает свои положительные плоды для потребителей газа.

Здесь уместно обратить внимание на определенную парадоксальность конъюнктуры, сложившейся на внутреннем рынке природного газа ФРГ. На рынке выступают многочисленные производители газа, и многочисленные импортеры газа, работающие непосредственно с потребителями. Государство не вмешивается в ценовую практику компаний, поскольку не придерживается концепции естественной монополии. Казалось бы сформировались идеальные условия для конкуренции, которая должна сопровождаться снижением цен. Однако этого до последнего времени не отмечалось. Наоборот, уровень внутренних цен на газ в ФРГ был на 25% выше, чем в странах Европейского Союза (за исключением Италии и Франции).

Объяснение высоких цен на газ при наличии множества поставщиков заключается в том, что в ФРГ не сформировалась конкурентная среда и причинами ее отсутствия является, во-первых, закрытие рынка для иностранных поставщиков, обязательства которых заканчиваются на границе, а, во-вторых, доминирование на рынке мощного концерна «Рургаз АГ». Другие компании на рынке газа в своей ценовой политике предпочитают конкуренцию тактике «следования за лидером», т.е. придерживаться цен, устанавливаемых «Рургазом».

Такое джентльменское соглашение устраивало «Рургаз АГ» и другие компании, тем более что цены лидера были достаточно внушительными: например, российский газ поставлялся по цене франко-граница около 1/3 пфеннинга за куб. м, а конечным потребителям продавался по 4 пфеннинга. Ситуация существенно изменилась, когда российский газ начал поступать непосредственно потребителям. Это стало возможным после того как совместное российско-германское предприятие «ВИЕХ» («Винтерсхалл Эрдгаз Хандедьсхаус ГмбХ») построило собственную газотранспортную систему Стегал Мидал - ПХГ Реден, которая впоследствии вошла составной частью в систему Ямал - Европа. В результате «Рургаз» забеспокоился. Появились высказывания в прессе о том, что российские поставки дестабилизируют рынок и т.д. Но на самом деле существо вопроса заключается не в дестабилизации рынка, а в формировании реальной конкурентной среды. Газовые компании ФРГ отказались от тактики «следования за лидером». Ключевым моментом в конкурентной борьбе стало участие в развитии сети магистральных газопроводов и других элементов инфраструктуры.

В январе 1995 г. новый руководитель Европейской комиссии Жак Сантер заявил, что намерен дать импульс новой энергетической политике Сообщества, которая должна предоставить потребителям больше возможностей выбора при покупке энергии и энергоносителей, включая иностранных производителей. В качестве первого шага в осуществлении провозглашенной политики Жак Сантер выразил намерение провести либерализацию рынков природного газа и электроэнергии, подчеркнув, что либерализация необходима для создания равных условий на едином европейском рынке всех товаров. Надо подчеркнуть, что такие условия пока не созданы, что в значительной мере объясняется разницей цен на газ и электроэнергию, которые при производстве «закладываются» в цены многих товаров. Открытость рынка и усиление конкуренции позволит снизить цены на энергию в рамках всего Сообщества.

В 1995 г. Комиссия разработала документ, предлагающий различные варианты либерализации. При этом позиции разных стран по отношению к нему были неодинаковыми. Так, Германия и Голландия поддержали либерализацию электроэнергетики, но выступили против аналогичных мер в газовой промышленности. Франция высказалась за то, чтобы приобретение энергии осуществлялось для каждой страны посреднической организацией без прямых контактов между потребителями и поставщиками. И все же несмотря на противоречивые подходы к либерализации рынка энергии со стороны отдельных стран ЕС, в конечном итоге была достигнута договоренность о соблюдении права свободной конкуренции на рынке природного газа и был соответственно учрежден специальный орган надзора.

Здесь, правда, следует заметить, что формирование конкурентной среды на рынке природного газа в Европе только начинается и протекает с систематическими нарушениями договорённостей о либерализации и свободной конкуренции. В частности, возникают многочисленные претензии, предъявляются иски. Например, нефтегазовая компания «Маратон Ойл» из Техаса (США) предъявила иск на сумму в 1,2 млрд. долл. немецкому концерну «Рургаз». Вместе с ним по делу проходит и государственная нефтегазовая компания «Статойл» (Норвегия). Причиной иска, с которым «Маратон Ойл» обратилась в высшую инстанцию американского суда, является, согласно ее заявлению, несправедливая конкурентная политика в отношении цен на норвежский газ, о чем сообщил немецкий еженедельник «Дер Шпигель». Речь идет прежде всего о транспортировке газа от месторождения Трольфельт в Северном море и продаже его на континенте. По заявлению американцев, соглашение по Трольфельту между норвежскими производителями и покупателями газа в Европе привело к снижению цен на него по сравнению с периодом начала 80-х годов. В результате чистая прибыль от добычи газа в Северном море компанией «Маратон Ойл» с последующей его реализацией на континенте стала резко сокращаться. «Маратон Ойл» является крупнейшим иностранным совладельцем (23,8%) месторождения Хенмдал, входящего в первую пятерку эксплуатирующихся залежей газа в Северном море. И вследствие «нечистой игры» конкурентов компания намеревается продать свою долю.

Согласно Шпигелю американцы усматривают в деятельности «Рургаз» и норвежской «Статойл» попытки монополизировать рынок газа в Европе. Журнал далее сообщает, что в своем письме министру экономики Германии Понтеру Рексродту американское правительство выразило озабоченность такой деловой практикой, которая может негативно отразиться на свободе конкуренции в секторе торговли газом. Ранее подобные обвинения в адрес норвежских производителей газа уже высказывала немецкая компания «Вингаз», совладельцем которой является «Газпром».

Подытоживая вышесказанное, имеет смысл отметить, что несмотря на провозглашенную либерализацию рынка природного газа, создание на нем конкурентной среды весьма проблематично. Доступ поставщика к потребителю связан с наличием «трубы», а стать собственником или совладельцем трубы возможно далеко не всегда. При всех попытках либерализации рынка газа и ограничения на нем монополизма эта проблема остается дискуссионной. Ее окончательному решению наряду с институционально-организационной спецификой газоснабжения противодействуют как государственные, так и корпоративные интересы.

2.3 Анализ динамики рынка природного газа

Мировые цены на природный газ варьируются в зависимости от региональных особенностей и обстоятельств, но общепринятая цена на газ, которая используется как ссылка при заключении финансовых контрактов - цена, которая используется на Нью-Йоркской товарной бирже (NYMEX). Его официальное название - Henry Hub Natural Gas. Цена на этот контракт базируется на поставках из газохранилища Хенри Хаб в штате Луизиана.

Стоит так же отметить, что единый мировой рынок природного газа как таковой еще не сформировался. Основные препятствия на пути создания глобальной газовой системы связаны с большими расстояниями поставок газа и высоким удельным весом транспортной инфраструктуры в экономических показателях природного газа. 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 часть стоимости газа в силу меньшей плотности потока оказывается почти в два раза выше, чем нефти. Из-за этой особенности и цена в разных регионах неодинакова [10].

Мировые цены на природный газ растут из-за увеличивающегося спроса со стороны Японии после того, как землетрясение в стране привело к приостановке работы 11 атомных реакторов.

В Британии газовые контракты с поставкой газа подорожали на 7,4% - до 74 пенсов за терм. Такого резкого скачка не было с ноября 2008 года. В Нью-Йорке апрельские контракты на газ подорожали на 3,8% - до $4,037 за млн. БТЕ.

После землетрясения и цунами в Японии вырос спрос на энергоносители, что повлекло повышение спотовых цен на газ. Япония является крупнейшим мировым потребителем СПГ. На страну пришлось почти 35% от общего объема импорта газа в 2009 году.

В таблице 5 приведена динамика международных цен на традиционный газ и СПГ на некоторых международных газовых рынках.



Таблица 5 Цены на газ за 1990-2009 года, млн.$ БТЕ

Россия продает газ почти исключительно по долгосрочным контрактам (на срок до 30 и более лет, с жестко оговоренными объемами). И довольно долго этому механизму - по крайней мере в Европе - альтернативы не было. Однако сейчас Европа все большие объемы приобретает на спотовом рынке (рынок с немедленной поставкой товара и фактически без ограничений объемов). Торговля через спотовый рынок не позволяет производителю планировать объемы добычи и размеры прибыли. Особенно опасна такая ситуация сегодня, когда газодобытчики занялись освоением Восточной Сибири и океанических шельфов. Стоимость добычи дорожает, и прежде чем вкладывать средства в новые месторождения, производитель должен быть уверен, что ему будет гарантирован сбыт на определенные объемы в течение долгого времени. Понятно, что спотовый рынок, в отличие от рынка долгосрочных контрактов, таких гарантий дать не может. Следствием этого становится снижение работ на труднодоступных газоносных территориях. Увлечение спотовым рынком может нанести ущерб энергетической безопасности Европы.

С другой стороны, потребителей тоже можно понять. В прошлом году цены по долгосрочным контрактам были выше спотовых на 100-200$. Существует и еще один фактор роста интереса потребителей к спотовому рынку - это развитие рынка сжиженного газа и снижение накладных расходов при его производстве. В этих условиях российским газовщикам придется признать конкурентный рынок СПГ как маркер для цен на газ. В скором времени 15% Российского газа будет поставляться по ценам, привязанным к спотовому рынку.

2.4 Мировые запасы природного газа

Доказанные запасы газа в мире составляют около 173 триллионов кубических метров, если к ним прибавить ещё и не открытые запасы, которые по предварительным расчётам составляют около 120 триллионов кубических метров в сумме получается около 300 триллионов кубических метров. Такого количества газа Землянам хватит примерно на 65 лет

Кроме этого по оценкам МАГАТЭ запасы в мире:

- сланцевого газа составляют почти 500 трлн. кубических метров;

- шахтного метана составляют 260 трлн. кубических метров;

- запасы гидратов метана около 23000 трлн. кубических метров.



Рисунок 2 Основные доказанные запасы природного газа Земли (101 трлн.куб.м.) сосредоточены в трёх странах

Разведанных 50 триллионов кубометров запасов газа в России, таких запасов с учётом еще неразведанных запасов, может хватит стране еще на 100 лет. (по словам заместителя председателя Государственной думы России Валерия Язева). А если учесть, чтодоказанные запасы газа примерно 25% всего газа сжигается впустую, то при рациональном использовании голубого топлива, можно «прожить» еще дольше. Запасов для внутреннего использования Ирану хватит на 227 лет, а Катару даже на все 680 лет!

Конечно, эти показатели весьма оптимистичны. Ежегодно использование природного газа в качестве топлива в мире растет на 2,4%, а к 2030 году объёмы его потребления удвоятся и около 26% всего «сжигаемого» углеводородного сырья будет приходиться именно на газ. Крупнейшим потребителем газа является промышленность (45%), электроэнергетика (33 %).

Из десяти крупнейших газовых месторождений мира (рис. 3), начальные запасы которых на конец 2009 г. составляли не менее 63 трлн. куб. м., половина находится в России. Самое крупное, однако, Южный Парс/Северное находится в территориальных водах Катара и Ирана. Запасы этого месторождения оцениваются в 13,4 трлн. куб. м газа и 7 млрд. т. нефти. На втором месте в мире - Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение с общими геологическими запасами 16 трлн. куб. м и остаточными запасами - 10,2 трлн. куб. м. Самое молодое месторождение первой десятки Хейнсвиль - открыто в США в 2008 г.

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

Рисунок 3 Десятка крупнейших газовых месторождений мира, трлн.куб.м



3. Перспективные тенденции развития рынка природного газа

3.1 Новые технологии на рынке природного газа

Совместный пресс-релиз компании JGC, компании INPEX и концерна BASF Новые технологии позволяют снизить энергозатраты и финансовые издержки.

Японские компании JGC и INPEX совместно с концерном BASF SE успешно завершили проведение испытаний новой технологии извлечения диоксида углерода из природного газа под высоким давлением. Новый подход к обработке природного газа обеспечивает сокращение расходов на отделение и сжатие углекислого газа на 25-35 процентов.

Так называемая «технология улавливания кислых газов под давлением» (или HiPACT ) была совместно создана специалистами JGC и BASF . Испытания разработки начались в августе 2010 года на одном из крупнейших японских газоперерабатывающих предприятий "Кошиджихара" (г. Нагаока), принадлежащем компании INPEX .

Мы очень признательны компании INPEX за то, что нам позволили провести испытания нашей новой технологии на действующем газоперерабатывающем предприятии. Осуществляя данную разработку, мы ориентировались на потребности наших заказчиков, и смогли добиться существенного сокращения энергозатрат на улавливание углекислого газа», - заявил г-н Такаши Ясуда, исполнительный директор и старший генеральный менеджер подразделения НИОКР компании JGC .

Компания INPEX стремится к минимизации энергопотребления. Новая технология обладает огромным потенциалом в области сбережения энергетических ресурсов; она также позволяет уменьшить наш "углеродный след" и ограничить выбросы парниковых газов», - отметил г-н Казуо Ямамото, исполнительный директор и вице-президент технического подразделения компании INPEX .

Испытания стали ключевым этапом на пути к коммерческому использованию новой технологии, потребность в которой уже имеется на рынке», - добавил д-р Андреас Нортеманн, руководитель отдела проектов по обработке газа, входящего в состав подразделения промежуточных продуктов концерна BASF .

3.2 Общие тенденции в развитии рынка природного газа

Рассуждая о перспективах газа в мировом энергобалансе, можно отметить, что газ сегодня отвоевывает свои позиции и будет оставаться на них еще несколько десятилетий. Предстоит переход от нефтяного баланса к газовому. При этом, практически все эксперты отмечают, что рынок газа в ближайшее время претерпит очень серьезные изменения. Большую роль на нем станут играть сжиженный и сланцевый газ. Анализируя патентные заявки, поданные в последнее время, можно прийти к следующему выводу: «Если через 15 лет патенты превратятся в технологии, то потребление энергии традиционного сектора вырастет на 9%, альтернативной энергии - на 12%, а сжиженного природного газа (СПГ) - на 30%» (за точку отсчета принят 2008 год).

Масштабные инвестиции, сделанные в период высоких цен на газ, позволили вывести на мировой рынок дополнительные объемы СПГ: рост предложения в 2009 г. составил 16%. По прогнозам BP, производство СПГ может практически удвоиться к 2020году, достигнув 476 млрд.куб.м.

По оценкам CERA (Cambridge Energy Research Associates), доля СПГ на европейском рынке может вырасти с 11% в 2008 году до 36% к 2035 году. Приход в мировой баланс сланцевого газа серьезно скажется на российских газовщиках. Проекты по строительству мощностей по сжижению газа на Ямале и Штокмановском месторождении предусматривают поставку до 80% сжиженного газа в США. Но теперь прогнозы по импорту газа в Америку претерпели существенную коррекцию, газ Ямала и Штокмана может оказаться невостребованным, либо его цена будет ниже прогнозных значений. Следует заметить, что ряд экспертов сомневаются в том, что сланцевый газ будет играть столь уж заметную роль на мировых рынках углеводородов. В частности, для формирования месторождений сланцевого газа требуется редкое сочетание природных условий. А значит, в мире этих месторождений может быть не так уж много. А те, что есть, достаточно «недолговечны». Уже за первый год объем добычи на скважине падает на 70%, а через 10-12 лет скважина перестает действовать. Сланцевый газ будет присутствовать на рынке в значительных объемах недолго. А значит, индустрию сжиженного газа в России развивать надо.

...