Прогноз развития европейского рынка газа. Сроки, возможности и последствия для России либерализации рынка газа в Европе.

20.09.2007
Источник: Бюро Экономического Анализа
Дата публикации: 11.10.02

 

1. Причины, цели и задачи реформ газового рынка в Европе

Реформы газовой отрасли ЕС являются частью общей политики, направленной на постепенное формирование единого рынка в масштабах континента.

Великобритания первой начала либерализацию газовой отрасли. Соответствующие законодательные процедуры были разработаны в Великобритании во второй половине 80-х – первой половине 90-х гг. По утверждениям британских экспертов, Бритиш Гэс действовала достаточно эффективно, но в газовой отрасли появились новые проблемы и планы, которые стали толчком к началу реформ. Среди них можно отметить:

Расширение политических целей и планов:

  • Рост конкуренции (приватизация энергетических компаний)
  • Снижение цен (в выигрыше – потребитель-избиратель)
  • Повышение конкурентоспособности Великобритании

Проблемы потребителей:

  • Подозрения в злоупотреблении Бритиш Гэс доминирующим положением на рынке
  • Отсутствие выбора у потребителей
  • Рост газопотребления в энергетики (а монополия была слишком неповоротлива)
  • Стремление расширять освоение площадей в Северном море

Таким образом, в Европе к 1998 г. уже имелся опыт либерализации газового рынка в отдельной стране. Характерно, что решение о либерализации газового рынка было принято на политическом уровне и реализовано через разделение компании, являющейся национальным монополистом.

Затем к реализации программы либерализации газовой отрасли приступила и остальная Европа. Задача ее состоит в либерализации рынков, где господствуют национальные и квазинациональные компании, которые контролируют инфраструктуру и имеют довольно высокую рентабельность торговли природным газом.

Причины, вызвавшие появление Директивы по газу, были очерчены в резолюции, принятой Европейской комиссией 10 августа 2000 г. ЕС, в частности, не устраивало, что цены на природный газ в Европе были выше, чем в других промышленно развитых странах. Это ставило Европу в неравноправное положение с другими странами, например в конкуренции с Северной Америкой. Кроме того, цены сильно различались по странам континента, что искажало конкурентную среду внутри ЕС.

Развивая конкуренцию на рынке газа, ЕС надеялось сократить цены на энергоносители для конечных пользователей и сделать национальные компании более конкурентоспособными на мировом рынке. Кроме того, снижение цен на газ для конечных пользователей могло бы сделать газ более конкурентоспособным по сравнению с альтернативными энергоносителями (уголь, АЭС). Более низкие тарифы могли стимулировать и дополнительный спрос на газ в Европе.

Причиной либерализации газового рынка является также серьезная озабоченность Европы недиверсифицированностью поставок газа. В связи с этим возникает вопрос о надежности дальнейших поставок российского газа. Кроме того, ЕС озабочен (хотя официально об этом не говорится) отсутствием деловой этики и поведением российских компаний ТЭК при выходе на европейские рынки.

Центральным моментом программы является открытие инфраструктуры транспорта и распределения газа. третьих сторон, как ожидает ЕС, в конечном итоге приведет к ликвидации привилегированного статуса газопроводных компаний в ряде стран ЕС.

У процесса либерализации рынка газа в ЕС были три главные цели:

- расширение конкуренции в целях улучшения обслуживания потребителей и формирования долгосрочных предпосылок сдерживания роста цен на природный газ;

- обеспечение надежности поставок (энергетическая безопасность). Следует иметь в виду, что для производителя это наличие рынка потребления, для потребителя – право выбора поставщика газа;

- защита окружающей среды.

2. Реформирование рынка природного газа ЕС

Реформирование энергетического сектора является одной из глобальных тенденций конца 20-го – начала 21-го века, которая связана, прежде всего, с необходимостью повышения конкурентности сектора в целом и его отдельных отраслей в условиях нестабильности ценовой конъюнктуры на мировых рынках энергоносителей. Наблюдаемые во всем мире тенденции реформирования и либерализации энергетического сектора включают дерегулирование, демонополизацию и усиление конкуренции.

В различных странах реформы начинались в условиях разного уровня развития экономики и достигли различной степени своей реализации. Несмотря на существенные различия стартовых условий и целей реформирования, процессы формирования единого внутреннего рынка природного газа в ЕС имеют большое значение для России.

Во-первых, эти процессы начались недавно, и Комиссия Европейских Сообществ осуществляет активную деятельность по разработке концепции, политики и практики реформирования газового рынка. Эта деятельность формирует современный и будущий европейский и мировой рынок газа.

Во-вторых, Россия, как поставщик и потенциальная страна транзита газа в Европу, является фактором формирования (и фактически участником) новой модели газового рынка ЕС.

В-третьих, опыт Европейского Союза по либерализации и объединению национальных газовых рынков в единый внутренний рынок дает основания для размышления в контексте экономической интеграции в рамках СНГ.

В четвертых, создание единого внутреннего рынка газа ЕС существенно меняет условия коммерческой деятельности ОАО «Газпром» на европейском направлении, особенно в свете предстоящего расширения членства Союза.

2.1. Состояние газовой отрасли континентальных стран ЕС к началу реформ (1970-е -1990-е гг.)

Энергетика играет важную роль в экономике как стран-импортеров, так и стран-производителей. Развитие газового рынка всегда было тесно связано с общими вопросами политики и развития энергетики в целом. Усиливающаяся интернационализация рынков обусловила возникновение неразрывной взаимосвязи между целями экономической политики и вытекающими из них шансами развития коммерческой деятельности. Об этом свидетельствует, например, сделка «газ – трубы». В 1970 г. немецкая газовая фирма Рургаз (Ruhrgas) заключил контракт на поставку российского природного газа сроком на 20 лет. Одновременно СССР подписал с другой немецкой компанией Маннесманн (Mannesmann) соглашение о поставках в Россию стальных труб большого диаметра. С консорциумом банков был заключен договор о кредитовании сделки. Легендарное соглашение «газ – трубы» было поистине шагом первопроходцев в эпоху конфронтации между Востоком и Западом. Его заключению способствовала и новая «восточная политика» правительства ФРГ. В 1973 г. российский газ впервые пересек чешско-германскую границу в районе Вайдхауса.

Газовая промышленность ЕС в основном стала формироваться после открытия крупнейшего месторождения Гронинген (Нидерланды) в конце 60-х годов, а затем получила мощный импульс развития с началом поставок газа из СССР (с середины 70-х гг.), Алжира и несколько позже – Норвегии. В ряде стран (Германия, Италия) разрабатываются собственные ресурсы газа, но во всех странах, кроме Дании и Норвегии, импорт газа играет важнейшую роль в газоснабжении.

Зависимость от импорта, особенно в условиях разделения Европы времен холодной войны, а также сложности развития столь капиталоемкой отрасли привели к высокой роли государства в формировании структуры отрасли. На национальном уровне были созданы монопольные структуры, обеспечивавшие импортные поставки газа и развитие газотранспортных систем («Газ де Франс» во Франции, СНАМ в Италии, Дистригаз в Бельгии и т.п.)

Доля газа в энергобалансе стран ЕС достигла к настоящему времени 22%, а объемы потребления газа – уровня в 400 млрд. куб. м/год.

В Западной, Центральной и Восточной Европе (исключая Россию и страны СНГ) потребляется около 500 млрд. куб. м природного газа в год. Из России в эти страны экспортируется около 135 млрд. куб. м газа в год (т.е. около четверти потребляемого газа). Большинство стран Европы являются газодефицитными. Избыточными по газу странами являются Норвегия, Голландия, Дания, Великобритания и Россия. Основными экспортерами трубопроводного газа в Европу являются Норвегия, Алжир и Россия. Кроме того, в Европу экспортируется сжиженный природный газ (СПГ).

Таблица 2.1.1. Крупнейшие потребители российского газа в Европе в 2001 г.

Страна

Млрд.куб.м.

Германия

32,6

Австрия

4,9

Италия

20,2

Финляндия

4,64

Франция

11,15

Венгрия

8,03

Словакия

7,52

Польша

7,51

Чехия

7,46

3,32

Румыния

2,87

Югославия

1,65

Греция

1,52

Хорватия

1,17

Источник: ОАО «Газпром»

В период формирования газового рынка в Европе практически в каждой стране возникала национальная газовая компания – монополист. Обычно эти компании владеют магистральными газопроводами и хранилищами газа на территории своих стран. Они закупают газ у компаний – экспортеров газа на границах своих стран по первой оптовой цене (для оценочных расчетов ее можно принять на уровне 100 долл. за 1000 куб. м газа). Кроме того, они часто ведут добычу газа в стране или закупают газ у национальных производителей газа. Далее они транспортируют газ по своим магистральным газопроводам и реализуют его по второй оптовой цене (для задач оценки ее можно принять на уровне 150-200 долл. за 1000 куб. м) крупным потребителям газа (прежде всего, энергетическим компаниям и газохимическим предприятиям) и газораспределительным организациям для последующей реализации газа средним и мелким розничным потребителям. Разница между первой и второй оптовой ценой превышает на прокачку соответствующих объемов и .

С точки зрения использования в теплоэлектроэнергетике природный газ является крайне удобным видом топлива. Не надо создавать емкостей для хранения, не возникают вопросы золоудаления и шлакоотвалов, низок уровень вредных выбросов (все это особо важно для частных домовладельцев и мелких муниципальных котельных). Сейчас в европейском топливно-энергетическом балансе природный газ, как отмечалось выше, занимает 22-24% и эта доля постоянно растет.

Отметим, что традиционно предприятия газовой отрасли играют важную роль в политической жизни в Европе (поддержка выборных компаний и т.д.) и в формировании бюджетов различного уровня (необходимо четко понимать, что значительную часть в высоких конечных розничных ценах на газ играет их налоговая составляющая).

Кроме того, устойчивое является важным элементом энергообеспечения экономики многих европейских стран и, следовательно, важным фактором региональной геополитики. Вопросам газоснабжения уделяется особое внимание на всех возможных политических уровнях. Проявлениями и результатом этого особого интереса являются Договор к энергетической хартии и Директива по газу.

К ключевым положениям Директивы по газу можно отнести:

1. Отмена эксклюзивных прав и недопущение дискриминации участников рынка.

2. Доступ третьих сторон (ДТС) к объектам транспорта газа и к поставкам газа т.н. «приемлемым» потребителям и постепенное открытие рынка. Критерии «приемлемости» определены на основе минимальных объемов годового потребления газа и должны постепенно снижаться. Доступ должен быть обеспечен на основе критериев объективности, прозрачности и отсутствия дискриминации.

3. Публикация тарифов или «основных коммерческих условий» ДТС.

4. Разделение выполняемых работающими в отрасли компаниями работ, услуг и счетов по видам деятельности, прозрачность их операций и отчетной документации.

5. Введение эффективных механизмов разрешения споров и создание органов регулирования (регуляторов).

6. Принцип «субсидиарности» – общие правила по организации деятельности в секторе газа определяют лишь основные мероприятия по созданию новых рыночных структур, детализация же положений Директивы предоставляется самим странам-участницам.

7. Принцип «взаимности»», в соответствии с которым каждая страна-член ЕС может применять в отношении другой страны положения об открытости рынка в той мере, в которой это делает другая страна.

8. Условия отказа от положений Директивы, включая ДТС, и особые условия, для развивающихся рынков.

Директива требует разделения работ, услуг и счетов, т.е. разделения организационных мероприятий, различных услуг (таких, как проведение аукционов по открытому доступу к трубопроводным системам и ПХГ, свободная покупка/продажа прав на мощность систем/объектов газоснабжения, резервирование свободных мощностей для контрактов, создание вторичного рынка доступных мощностей и т.п.) и финансово-бухгалтерской отчетности по видам деятельности предприятий в сфере газа.

В целях избежания дискриминации, перекрестного субсидирования и финансирования и других искажений процессов конкуренции, интегрированные предприятия в секторе газа должны готовить отдельные отчеты по деятельности в области транспорта, распределения, закупок и хранения газа, а также там, где это нужно и возможно, консолидированные отчеты по деятельности, не связанной с газовым бизнесом, таким образом, как если бы эти виды деятельности велись отдельными предприятиями. Все внутренние отчеты должны включать баланс и отчет о прибылях и убытках по каждому виду деятельности. Когда рассматривается доступ к закольцованной системе, единой для транспорта и распределения газа (ст. 16), а доступ к системе осуществляется на базе единого тарифа как для магистрального транспорта, так и для распределения газа, отчеты по этим видам деятельности могут быть объединены (ст. 13). При этом публикации разделенных счетов не требуются, но для их проверки допускаются компетентные организации, в частности, органы разрешения соответствующих споров.

Предприятия, и прежде всего, интегрированные предприятия, получают в качестве владельцев/операторов системы газоснабжения коммерчески важную информацию при предоставлении ДТС к системе или при переговорах о таком доступе. Им запрещено злоупотреблять этой информацией, в частности, нарушать конфиденциальность коммерчески важной информации. В интегрированных компаниях для этого должен быть обеспечен режим т.н. «китайских стен» (т.е. закрытости соответствующей информации, получаемой одними подразделениями, от других подразделений, которые могли бы использовать эту информацию для получения конкурентных преимуществ.

На основе опыта Великобритании рекомендуется вводить строгое наблюдение регуляторов за выполнением основных положений Директивы, и, в частности, за возведением «китайских стен».

В отношении возможных споров по применению Директивы и механизмов их разрешения предусмотрено следующее:

· Страны-члены ЕС должны обеспечить такие условия, чтобы стороны вели переговоры доброжелательно и не злоупотребляли своим положением.

· Должны быть созданы эффективные механизмы, позволяющие избегать злоупотреблений доминирующим положением любого участника переговоров.

· Страны-члены ЕС должны назначить независимый орган для разрешения споров, возникающих в переговорах и/или при отказе от доступа.

· Орган разрешения споров должен представлять свои выводы без задержек и, если возможно, то в течение 12 недель.

· Сохраняется право апелляции в суды общей юрисдикции и коммерческий арбитраж.

2.2. Реализация положений Директивы по газу

К 10 августа 2000 г. каждая страна-член ЕС должна была обеспечить выполнение минимальных требований Директивы по газу о 20% уровне открытия национального рынка газа. Должна была проведена работа по приведению законодательства в соответствие с положениями Директивы, в т.ч., как минимум, определить:

· какой орган будет регулировать правила функционирования национального рынка газа;

· какой будет режим доступа третьих сторон к национальным системам газоснабжения – регулируемый, переговорный или гибридный;

· какова будет степень открытия внутреннего рынка газа на начальном этапе, каковы минимальные объемы открытия и темпы роста либерализации этого рынка на каждом дальнейшем этапе.

Как на практике выполнялись эти решения см. раздел 2.6. данной работы.

Надо отметить, что действующие контракты, соглашения и договоренности типа «take-or-pay» («бери или плати») могут быть основанием для отказа в доступе к системе/объекту газоснабжения.

С точки зрения режимов и механизмов доступа к системам и объектам газоснабжения рассматриваются регулируемый доступ третьих сторон и переговорный вариант доступа, а также гибридный режим доступа. Страны ЕС по-разному приняли решения о режиме доступа, в т.ч. в такой ключевой стране, как Германия, остановились на переговорном доступе. Опыт показал, что такой метод в целом затрудняет реализацию принципа ДТС и развитие конкуренции.

В настоящее время страны ЕС создают основные механизмы принятия решений по реализации Директивы:

· создана Follow-up Group – Группа по доработке положений и реализации Директивы по газу;

· проводятся двусторонние и многосторонние встречи членов ЕС;

· активизируются международные контакты на различных уровнях, как в странах ЕС, так и вне ЕС;

· создан European Gas Regulatory ForumФорум по Регулированию Газовой Промышленности ЕС;

· в 1995 г. сформирован «Газовый исполнительный саммит»;

· создан Council of European Energy Regulators (CEER) – Совет европейских энергетических регулирующих органов.

· в 1999-2001 гг. начато выполнение целой серии необходимых исследований;

· вопросы взаимосвязей и совместной работы систем газоснабжения рассматриваются в настоящее время как ключевые пункты для построения единого рынка газа. Предполагается выполнение исследований по этой тематике, для чего в Европейском союзе газовой индустрии – Еврогазе (Eurogas) – создана специальная рабочая группа.

В марте 2002 г. Барселонский саммит стран ЕС отметил, что реализация Директивы на практическом уровне встретила значительные препятствия и необходимы энергичные усилия по развитию единого рынка газа ЕС. В этих целях предусматривается:

· Подготовка до конца 2002 г. новых решений по развитию рынка, и принятие весной 2003 г. соответствующих мер (т.н. «вторая Директива по газу»).

· Полное открытие рынков газа для конкуренции (кроме газоснабжения населения) к январю 2004 г.

· Юридическое отделение транспортировки и распределения от добычи и поставок газа.

· Обеспечение ДТС по прозрачным и публикуемым тарифам под наблюдением регулятора, втом числе в отношении ПХГ и ИХГ.

· До конца 2002 г. принятие решения в отношении налогообложения в энергетике.

Спотовый рынок газа в настоящее время реально работает только в Англии. В континентальной Европе спотовый рынок отсутствует, потому что торговать там практически нечем, поскольку почти весь газ связан долгосрочными контрактами.

Сравнивая изменения в газовой отрасли ЕС с США и Великобританией, надо отметить следующее:

· В ЕС большее внимание уделяется задаче построения единого газового рынка, а не отдельных национальных рынков. Эта задача фактически не имеет прецедентов, и очень сложна как технологически, так и институционально. Кроме того, построение общеевропейского рынка по новым правилам означает формирование конкурентной среды в таких масштабах, к которым многие традиционные участники отрасли не чувствуют себя готовыми. Отсюда стремление оттянуть преобразования, прежде всего с целью выиграть время для формирования необходимых альянсов, слияний, поглощений и т.п.

· Впервые либерализация осуществляется в регионе, критически зависящем от импортных поставок газа, и при этом без серьезных консультаций с внешними поставщиками газа.

· В ЕС пока не созданы условия для таких важных элементов полностью либерализованного рынка, как стандартные контракты, наличие принятых узлов торговли газом («хабов»), биржевой инфраструктуры.

2.3. Законодательство ЕС по конкуренции и формированию Общего рынка

Для понимания целей и задач Директивы важно рассмотреть контекст антимонопольного и общего рыночного законодательства ЕС.

Основное законодательство, связанное с вопросами конкуренции и формирования общих рынков, представляют: Договор об образовании Европейского Сообщества 1957 г. (Римский Договор), включая ст. 7а (развитие внутреннего рынка), ст. 30 – 36 (устранение количественных ограничений), ст. 37 (предотвращение использования монопольного положения государственными предприятиями), ст. 52 – 66 (право учреждения и свобода оказания услуг), ст. 85 – 86 (вопросы конкуренции), ст. 90 (правила предоставления конкурентных исключений), Маастрихтский Договор о Европейском Союзе 1992 г. , в первую очередь ст. 129 (трансевропейские энергетические сети), а также отдельные положения Амстердамского договора 1997 г. и Ниццкого договора 2001 г.

Энергетические ресурсы подпадают под действие торговых положений Римского Договора 1957 г. Основным положением является свободное перемещение товаров на общем внутреннем рынке. «Количественные ограничения на экспорт (импорт), и все меры, имеющие эквивалентный эффект, запрещены между государствами-членами» (ст. 30, 34). Меры, имеющие эквивалентный эффект, определяются следующим образом: «Все торговые правила, принятые в законодательстве государств-членов, которые могут, прямо или косвенно, непосредственно или же потенциально воспрепятствовать торговле внутри Сообщества, должны рассматриваться как меры, имеющие эффект, эквивалентный количественным ограничениям». Данная формулировка апробирована в Европейском Суде в соответствии с правилом разумности. Это правило говорит о том, что все правила соблюдаются на основе взаимного признания. При этом если какие-либо товары или услуги соответствуют требованиям одной вовлеченной в торговлю страны, то они будут или же должны соответствовать подобным требованиям и другой. В то же время, имеется основание для исключения, предусмотренное ст. 36, прежде всего в целях общественной безопасности.

Судебными решениями по делам Европейской Комиссии против Греции, Италии, Нидерландов, Франции, Испании и др., которые были приняты в 1980-х гг., было установлено, что национальные монополии на экспорт и импорт сдерживали движение товаров, в данном случае газа, и непосредственно влияли на работу операторов других стран членов ЕС и соответствующие монополии внешней торговли должны быть отменены. Последние решения были выполнены.

В ст. 37 предусмотрено, что «государства-члены постепенно преобразуют государственные монополии коммерческого характера таким образом, чтобы обеспечить, по окончании переходного периода, отсутствие дискриминации в отношении представителей государств-членов в условиях, на которых покупаются и продаются товары».

Это предотвращает использование монополиями своего положения в целях искажения условий для торговли. КЕС может выпускать рекомендации юридически необязательного характера, определяющие, какие виды дискриминации можно рассматривать на основе п. 6 ст. 37.

На основе ст. 52-66 установлено право образовывать учреждения и закреплена свобода оказания услуг внутри государств членов. В частности, ст. 52 установлено, что «ограничения свободы образования учреждений представителями одного государства-члена на территории другого государства-члена устраняются», то же относится к оказанию услуг (ст. 60). Ограничения связаны с политикой и общественной безопасностью.

Обеспечение конкуренции основывается на соблюдении ст. 85 и 86. Они также, согласно ст. 90, применимы к «общественным предприятиям или предприятиям, которым государства – члены дали специальные или эксклюзивные права». Ст. 85 п. 1 запрещает «как несовместимые с целями общего рынка: все соглашения между предприятиями, решения объединений предприятий и согласованную практику, которые могут влиять на торговлю между государствами членами и которые имеют целью действия предотвращение, ограничение или искажение конкуренции». Вопрос о нарушении конкуренции в каждом случае решает суд.

Ст. 86 гласит, что «использование одним или более предприятием доминирующего положения на общем рынке или существенной его части не допускается как несовместимое с общим рынком в той части, насколько оно может повлиять на торговлю между государствами членами». Некоторые компании по оказанию энергоснабженческих услуг могут попытаться избежать действия ст. 85 и 86 прося исключения на основе положений ст. 90 (2). Данная статья позволяет исключения из правил общей конкуренции «в той степени насколько применение подобных правил не затрагивает в соответствии с законодательством или фактически специальных задач, возложенных на них». Однако в то же время развитие торговли при применении таких мер не должно затрагиваться настолько, чтобы противоречить интересам Сообщества.

Соглашения об ассоциации позволяют не членам ЕС интегрироваться с ЕС посредством процесса без полного членства. В соответствии со ст. 210 Договора о ЕС он имеет «права юридического лица» для вступления в такого рода соглашения (на основе процедур ст. 238). Существуют следующие типы таких соглашений: Соглашения о партнерстве и сотрудничестве (заключены со странами Центральной и Восточной Европы и СНГ), Европейские соглашения об ассоциированном членстве (с Чехией, Польшей и Венгрией) и Европейские экономические соглашения (со странами ЕАСТ). Первые обеспечивают положения для торговли на основе Режима Наибольшего Благоприятствования. Европейские соглашения предусматривают преференциальную торговлю между ЕС и государством, которое является стороной соглашения, путем свободной торговли рядом товаров. Европейские экономические соглашения предусматривают, кроме того, интеграцию законодательства ЕС в правовую систему других стран. Таким образом, в последнее время наблюдается конвергенция законодательства ЕС и этих стран, в том числе в энергетике.

2.4. Задачи формирования Общего рынка в энергетике

Мандат на создание Общего рынка, согласованный в 1957 г., неоднократно подтверждался и развивался государствами-членами. С середины 80-х гг. был взят курс на ускоренное формирование единого рынка. Законодательное формирование основных параметров завершилось в начале 90-х гг., когда были созданы качественно новые условия для устранения нетарифных барьеров для торговли товарами и услугами, инвестиций и свободного передвижения лиц, хотя в неодинаковой степени в разных областях.

Особенность энергетики проявляется прежде всего в том, что государства-члены ЕС продолжают следить за тем, чтобы ключевые вопросы оставались в их сфере ведения и сопротивляются попыткам европейских институтов распространить на них свою компетенцию. Противоречия в этом отношении существуют с самого начала интеграционных процессов в Западной Европе. Действительно, два из трех основополагающих договоров (соглашение о Европейском объединении угля и стали, истекло в июле 2002 г., и Евратоме) посвящены энергетике. Однако в договоре о создании Европейского экономического сообщества государства-члены решили не закладывать основы общей энергетической политики.

Попытки включить раздел по энергетике в Маастрихтский и Амстердамский договоры оказались неудачными. В Амстердамском договоре энергетика упоминается только в Преамбуле. Более того, имеются отступления. Например, в соответствии с Маастрихтским договором, решения на уровне Сообщества о принятии мер по созданию нефтяных резервов (на основе ст. 100 и 103 Римского договора) должны приниматься единогласно, а не квалифицированным большинством, как до него.[1]

По этому поводу президент КЭС Р. Проди, обращаясь к Европарламенту 3 октября 2000 г., заявил: «Вы не можете, с одной стороны, осуждать отсутствие эффективных и объединенных европейских действий, а с другой – удовлетворяться слабостью инструментов, находящихся в распоряжении Сообщества для осуществления таких действий». Это высказывание отражает тот факт, что практическая работа по координации энергетической политики, а в последнее десятилетие – по созданию единого внутреннего энергетического рынка ЕС, хотя и идет вперед, но не всегда последовательно и не по всем видам энергии.

Например, до последнего времени нефтяной рынок ЕС не привлекал пристального внимания со стороны европейских институтов. Считалось, что этот рынок достаточно конкурентный и функционирует без проблем для безопасности энергетического снабжения. Повышение цен на нефть в течение 2001 г. подтолкнуло КЕС к постановке вопроса о совершенствовании системы нефтяных резервов и нефтяной инфраструктуры.

Основные усилия, однако, направлены на создание единых внутренних рынков электроэнергии и природного газа. При всех различиях (технических, экономических, геополитических) процессы перестройки электроэнергетики и газовой отрасли взаимосвязаны и идут синхронизировано. Это реформирование, призванное укрепить безопасность энергоснабжения ЕС, осуществляется по двум основным направлениям: открытие рынков для конкуренции и слияние национальных рынков в один внутренний рынок ЕС. «Мы находимся в процессе создания единого европейского рынка, а не пятнадцати либерализованных рынков» – подчеркивает Вице-президент Еврокомиссии Л. де Паласио.[2] Завершающая стадия формирования внутреннего рынка газа ЕС характеризуется соединением открывающихся для конкуренции рынков путем создания недостающих звеньев в сетевых энергетических системах.

2.5. Этапы формирования внутреннего рынка газа ЕС

В формировании конкурентного единого рынка природного газа ЕС можно выделить три этапа. Первый этап завершился принятием в мае 1991 г. Директивы Совета 91/296/ЕС о транзите природного газа по трубопроводным сетям.[3]

Эта директива преследовала следующие цели:

· Выработка энергетической стратегии надежного и бесперебойного транзита и поставок газа.

· Развитие сети транспорта газа с вовлечением в нее новых регионов как поставок (Иран, Северная Африка), так и потребления (Турция, Греция, Албания).

· Диверсификация источников для повышения энергонезависимости и энергобезопасности.

· Гармонизация режима транзита газа через страны Европы.

· Введение недискриминационной конкуренции по транзиту энергоносителей для повышения рентабельности производителей и снижения цен на газ для конечных потребителей, в том числе за счет затрат на транспортировку.

· Содействие разрешению споров.

Второй этап, в ходе которого был принят ряд документов в области газа (и «родственной» ему электроэнергетической отрасли), увенчался Директивой 98/30/ЕС Европейского парламента и Совета от 22 июня 1998 г., касающейся общих правил внутреннего рынка природного газа.[4]

Начало третьего этапа можно датировать мартом 2000 г., когда Европейский Совет в Лиссабоне призвал к ускоренному открытию национальных энергетических рынков и созданию единого энергетического рынка ЕС. 13 марта 2001 г. КЕС приняла ряд мер, направленных на полное открытие рынков электроэнергии и газа к 2005 г. Основные предложения Комиссии содержатся в двух документах: Докладе Комиссии Совету и Европейскому парламенту о завершении формирования внутреннего энергетического рынка и Предложении по Директиве Европейского парламента и Совета о внесении изменений в Директивы 96/92/ЕС и 98/30/ЕС, касающиеся общих правил функционирования внутренних рынков электроэнергии и природного газа.[5] Эти меры были предложены на рассмотрение Европейского Совета, состоявшегося 23 и 24 марта 2001 г. в Стокгольме. Они предусматривают, среди прочего, ускоренные темпы по завершению создания внутреннего энергетического рынка, условия развития справедливой и реальной конкуренции, более полный учет интересов охраны окружающей среды и безопасности энергоснабжения. Эти предложения изучаются и обсуждаются в законодательных органах Сообщества – Совете министров и Европарламенте.

2.6. Анализ основных положений Директивы по газу и предложений по ее изменению

Директива 98/30/ЕС Европейского Парламента и Совета относительно общих правил внутреннего рынка природного газа (Директива по газу) была принята 22 июня 1998 г. и вступила в силу 10 августа 1998 г. В соответствии с Директивой, на принятие национальных законов, нормативных актов и административных положений, необходимых для ее выполнения, государствам-членам было дано два года. На практике четыре страны не уложились в установленный срок (август 2000 г.). Люксембург и Португалия закончили введение норм, требуемых Директивой, в национальное законодательство только в начале 2001 г. До сих пор Германия сделала это в неполном объеме, а Франция не выполнила требования Директивы вообще. В связи с этими нарушениями законодательства Сообщества Комиссия была вынуждена начать соответствующие процедуры против Германии и Франции.

Директива установила достаточно гибкие целевые показатели открытия газового рынка для конкуренции и организации самого рынка. В большинстве стран выполнение минимальных требований по открытию рынка идет с опережением. Две страны формально полностью либерализовали свои рынки газа (Великобритания и Германия). Финляндия формально открыла 90% своего рынка. Австрия планирует полностью открыть свой рынок природного газа в 2002 г., Испания и Италия – в 2003 г. (сейчас эти рынки открыты соответственно на 78% и 65%), Нидерланды – в 2004 г. (51%), Швеция – в 2007 г. (47%), Бельгия – в 2010 г. (59%). Дания и Франция не планируют полностью открывать свои рынки. Они заявили, что в 2008 г. либерализуют соответственно 43% и 33% (минимум). Конечной целью (без уточнения даты) для Ирландии является открытие газового рынка на 81%, Люксембурга – на 75%, а для Греции и Португалии (получивших возможность временно не выполнять требования Директивы в связи с тем, что их газовый рынок находится в стадии становления) – 33%.[6] По последним официальным оценкам, в настоящее время 79% спроса на газ в ЕС формально открыто для конкуренции.

Опыт выполнения Директив 98/30/ЕС и 91/296/ЕЕС, а также Директивы по электроэнергии подвел Европейскую Комиссию к необходимости предложить изменения в сложившуюся систему норм по организации и функционированию газовой отрасли ЕС. В марте 2001 г. Комиссия выступила с предложением о внесении изменений в Директиву по электроэнергии (96/92/ЕС) и Директиву по газу (98/30/ЕС).[7]

Предложения Комиссии о внесении поправок в текст Директивы 98/30/ЕС следует рассматривать в более широком контексте эволюции ЕС в целом и попыток не только фактически, но и юридически поднять энергетическую политику на уровень Сообщества.

Подтверждая принципы субсидиарности и пропорциональности, Комиссия в своем проекте делает попытку распространить компетенцию Сообщества на энергетические вопросы, чему упорно сопротивляются некоторые государства-члены ЕС. В частности, Комиссия доказывает, что меры, которые она предлагает в проекте новой директивы, являются минимальными и не идут дальше того, что необходимо для достижения заявленной цели – создания полностью функционирующего конкурентного внутреннего рынка газа (и электроэнергии).

В этом же направлении выстраивается аргументация в других областях. Так, Комиссия пришла к выводу, что на данном этапе основные препятствия при создании внутреннего рынка газа ЕС связаны с доступом к сетевым системам и различиями в уровнях открытия газового рынка в государствах-членах. Для того, чтобы преодолеть эти препятствия необходимо, прежде всего, обеспечить большую независимость операторов транспортных и распределительных сетей, одинаковый режим доступа к газовым системам, большую независимость национальных регулирующих органов, а также облегчить доступ к газохранилищам и расширить круг субъектов, имеющих право на доступ к газовым системам. Политической целью выдвинутой в этой связи в декабре 2001 г. инициативы Комиссии в области энергетической инфраструктуры прямо признается «повышение заинтересованности в этих вопросах на всех уровнях, особенно с учетом того факта, что недостаточная инфраструктура в энергетическом рынке больше не может рассматриваться как национальный или двусторонний вопрос».[8]

В конкретных предложениях КЕС придерживается двух подходов. Предложения «количественного» характера предусматривают постепенное предоставление всем покупателям природного газа права выбирать своих поставщиков для того, чтобы они получили выгоды от открытия рынка для конкуренции и находились бы в равных стартовых условиях. Предлагается установить крайний срок открытия рынка для небытовых потребителей – 1 января 2004 г. Полностью рынок должен быть открыт не позднее января 2005 г.

«Качественный» подход направлен на совершенствование структурных характеристик рынка газа и обеспечение равного доступа на рынке Европейского Союза. Среди главных его направлений – разделение деятельности газовых компаний в области транспортировки (передачи) и распределения. Предлагается, чтобы транспортировка (передача) осуществлялась дочерними компаниями, юридически и функционально отделенными от других видов деятельности, связанной с управлением транспортных (передаточных) сетей. Аналогичный подход предлагается и для операторов газовых (и электроэнергетических) распределительных сетей.

Другой комплекс вопросов «качественного» характера включает доступ третьих сторон (ДТС) к сетям. Исходя из важности недискриминационного доступа к сетям и недискриминационного установления тарифов для обеспечения конкуренции, Комиссия предлагает вводить публикуемые и регулируемые тарифы. Государства-члены должны учредить независимые регулирующие органы, уполномоченные на установление и/или утверждение тарифов и условий доступа к газовым и электроэнергетическим транспортным (передаточным) и распределительным сетям. Предлагается также, чтобы заявки на доступ должны рассматриваться быстро, как правило, в течение двух недель.

Заседание Совета Европейского Союза в Барселоне 15-16 марта 2002 г. придало новый импульс несколько замедлившемуся процессу создания внутреннего энергетического рынка.

2.7. Обязательства по услугам общественного характера

Истоки современной западноевропейской концепции услуг общественного характера восходят к первичному законодательству ЕС. О службах общего экономического значения говорится в ст. 90 Римского Договора и в ст. 16 и 86 (консолидированный текст) Договора об учреждении Европейского Сообщества. В ЕС уделяют большое внимание этим вопросам и в настоящее время. Совет Европейского Союза на своем заседании в Ницце 7 и 8 декабря 2000 г., основываясь на Докладе Комиссии по услугам, представляющим общий интерес[9], подчеркнул приоритетное значение достижения целей в области услуг общественного характера.

Обязательства по услугам общественного характера (ОУОХ) определяются исходя и общих экономических интересов. Вопрос об их введении встает, когда есть основания полагать, что нерегулируемый рынок газа сам по себе не в состоянии обеспечить выполнение значимых с точки зрения всего общества функций, например, защиту потребителя, особенно социально уязвимого, сохранить целостность или техническую безопасность газовой системы, надежность поставок.

Соответствующие государственные органы стран ЕС могут возлагать обязательства по выполнению таких функций на газовые компании. Обязательства по услугам общественного характера могут вводиться как на национальном, так и на региональном уровнях.

В законодательстве и нормативных актах большинства государств-членов ЕС существуют положения, обеспечивающие соблюдение газовыми компаниями правил предоставления жизненно важных услуг общественного значения.

В контексте газовой отрасли понятие услуг общественного характера охватывает широкий круг вопросов, связанных с обеспечением непрерывного и надежного снабжения газом по конкурентным ценам. Еще в недалеком прошлом эта задача почти во всех нынешних государствах-членах ЕС решалась с помощью государственной собственности (практически всегда монопольной) и управления деятельностью по транспортировке и снабжению газом. Сейчас курс взят на выполнение обязательств по услугам общественного характера в процессе либерализации газового рынка.

В области добычи газа цели и стандарты услуг общественного характера устанавливаются, в основном, для охраны окружающей среды.

По многим показателям само функционирование газотранспортных и газораспределительных сетей может рассматриваться как услуга общественного значения. Эта система носит монопольный характер и предоставляет исключительно важную услугу населению и промышленности. Ее роль еще более возрастает в процессе либерализации газового рынка, так как именно газотранспортная и газораспределительная инфраструктура являются материальной основой конкуренции. Естественно, что все государства-члены ЕС выдвигают к операторам сетей минимальные операционные требования и требования по предоставлении услуг общественного значения. Примером этого может быть обязательство газотранспортных и распределительных компаний гарантировать подключение к газовой сети населения на разумных условиях. Другим примером может служить требование к газотранспортным и газораспределительным компаниям выполнять конкретные минимальные условия, такие как продолжительность времени, в течение которого следует провести техническое обслуживание или осуществить подключение потребителей.

На компании, желающие продавать газ на национальном рынке, соответствующие государства-члены налагают конкретные обязательства с помощью лицензий. Такие минимальные обязательства могут включать в себя одинаковые тарифы для покупателей, находящихся в одинаковых условиях, специальные тарифы для потребителей с низкими доходами, гарантии для уязвимых потребителей против отключения. В некоторых странах оговариваются определенные стандарты услуг, например, условия контрактов, прозрачность предоставляемой информации и механизмов рассмотрения жалоб.

Директива 98/30/ЕС содержит меры и процедуры, обеспечивающие предоставление услуг общественного характера в условиях открытого конкурентного рынка. По замыслу, теперь уже регулируемая конкуренция должна обеспечить предоставление услуг общественного значения, которые ранее обеспечивали регулируемые монополии. Требования к такого рода услугам включают:

- безопасность и непрерывность газоснабжения;

- обязательство предоставлять услуги, даже если они не приносят прибыли;

- гарантированное снабжение газом больных и инвалидов;

- ограничение возможности газовых компаний по отключению покупателей за неплатежи и долги.

Государство-член ЕС имеет право возлагать такие обязательства на всех газовых операторов на своей территории. Единственное требование в этой связи – обязательства должны быть объективными, прозрачными и должны вводиться на недискриминационной основе.

Директива оставляет на усмотрение государств-членов определение целей обязательств по услугам общественного характера и путей их достижения. ОУОХ уделена часть Преамбулы Директивы по газу. Они также рассматриваются в ряде статей. В значительной степени формулировки обязательств по услугам общественного характера воспроизводят соответствующие положения Директивы 96/92/ЕС по электроэнергии. Вместе с тем, концепция ОУОХ в Директиве по газу трактуется более ограничительно. В основе различия лежит тот факт, что, в отличие от электроэнергии, природный газ по своему характеру – не «всеобщий» конечный товар, а разновидность первичной энергии, которая конкурирует с другими видами энергии. Поэтому зависимость конечных потребителей газа от его поставок меньше, чем от электроэнергии, которую потребляют практически все домашние хозяйства. Это обстоятельство используется противниками чрезмерного, по их мнению, слияния двух процессов либерализации – газового и электроэнергетического рынков – в одно целое.

Фоном для положений о введении ОУОХ является режим конкуренции ЕС. Со ссылкой на ст. 90 (86 консолидированного текста) Договора об учреждении Европейского Сообщества, в Преамбуле говорится о том, что при введении ОУОХ для государственных предприятий и предприятий, которым были предоставлены особые или исключительные права (а выполнение ОУОХ в значительной мере возлагается на предприятия, ответственные за услуги, связанных с общеэкономическими интересами), необходимо соблюдать правила конкуренции.

В Преамбуле (12) признается, что возможны ситуации, когда рыночных механизмов может оказаться недостаточно для обеспечения безопасности поставок газа, а также защиты потребителей и окружающей среды. В этих случаях государства-члены ЕС могут устанавливать обязательства по услугам общественного характера. Это предполагает также возможность государствам-членам решать, какие другие положения Директивы по газу можно не выполнять в той степени, в какой это необходимо для выполнения обязательств по услугам общественного характера.

В Преамбуле (13) и ст. 3 также говорится о том, что при выполнении ОУОХ государства-члены могут осуществлять долгосрочное планирование. Определение долгосрочного планирования дается в ст. 2.23: «планирование на долгосрочной основе поставок и передаточных (транспортных) мощностей газовых предприятий с целью удовлетворения спроса на природный газ со стороны системы, диверсификации источников и обеспечения бесперебойных поставок газа покупателям». Это положение толкуется таким образом, что долгосрочное планирование относится только к обеспечению безопасности поставок и снабжения, что включает в себя техническую безопасность. Более того, при долгосрочном планировании государства-члены должны учитывать возможность того, что «третьи стороны могут стремиться получить доступ к системе». Таким образом, долгосрочное планирование должно быть направлено на обеспечение как безопасности снабжения газом, так и доступа к сети.

В ст. 3 уточняется, что государства-члены ЕС могут возлагать ОУОХ на газовые компании для обеспечения безопасности, включая безопасность поставок газа, регулярности снабжения, приемлемого уровня цен на поставляемый газ, а также для охраны окружающей среды.

Такие обязательства должны быть четко определенными, прозрачными, недискриминационными, проверяемыми; их следует публиковать, и о них следует уведомлять Комиссию. Это требование относится только к мерам, предполагающим изъятие из положений Директивы. Поскольку эта область особенно деликатна с точки зрения конкуренции, в отношении таких обязательств предусмотрены отдельные от общих требований процедуры гласности (ст. 29). Речь фактически идет об отдельном документе, в котором определяются, перечисляются и излагаются обязательства по услугам общественного характера. Также должно быть описано их влияние на применение Директивы по газу в целом и на внутренний газовый рынок. В нем характеризуются способы финансирования выполнения этих обязательств и делаются ссылки на затрагиваемые их введением юридические положения. Поскольку на практике ни одно государство-член не установило цели по услугам общественного характера, которые потребовали бы изъятия из положений Директивы, таких уведомлений сделано не было.

После получения уведомления о введении обязательства по услугам общественного характера Комиссия проверяет его на соответствие Директиве по газу и Договору об учреждении Сообщества и определяет, действительно ли эта мера по достижению конкретной цели менее возможных других искажает ход либерализации газового рынка. Такой же подход существует и в отношении исключительных прав.

Ст. 3.3 дает государствам-членам право не выполнять требование по предоставлению разрешения на строительство или эксплуатацию сооружений для распределения газа в тех случаях, когда выдача такого разрешения могла бы помешать газовым предприятиям выполнять, в частности, обязательства, возложенные на них по общеэкономическим соображениям.

Необходимость выполнения обязательных поставок может служить газовым предприятиям основанием и для отказа третьей стороне в доступе к принадлежащим им или эксплуатируемым ими транспортным и распределительным сетям и сооружениям для сжиженного природного газа (ст. 17.1). Ссылка в ст. 25.3.b на «необходимость … обеспечения безопасности поставок» (как на один из критериев для предоставления права отказа в доступе) и по своему месту в формулировке и по ее общему характеру слабее, чем соответствующие положения ст. 3.2. В последней прямо говорится о том, что обеспечение безопасности поставок, в том числе с помощью долгосрочного планирования, является обязательством по услугам общественного характера.

Директива по газу дает государствам-членам возможность (ст. 9.2) обязывать предприятия, занимающиеся продажей и распределением газа, поставлять газ в конкретный район страны и/или определенным категориям покупателей. Тарифы на такие поставки могут регулироваться государством.

К категории обязательств по услугам общественного характера можно отнести и право государств-членов принимать защитные меры в случае внезапного кризиса на энергетическом рынке или возникновения угрозы для физической безопасности людей, техники или целостности газовой системы (ст. 24).

Признавая за государствами-членами право на введение ОУОХ, разрешаются временные отступления от требований только конкретных положений Директивы 98/30/ЕС в каждом отдельном случае. Государства не могут вводить ОУОХ в таких масштабах, которые привели бы к снижению конкуренции на рынке газа, противоречащему требованию минимального его открытия в соответствии со ст. 18 Директивы.

При оценке обоснованности предложения о введении обязательства по услуге общественного характера Комиссия исходит из норм Договора об учреждения Сообщества, конкурентного права и внутреннего рынка. Фактически задаются два вопроса: обоснована ли цель введения ОУОХ, и является ли предлагаемая мера наименее ограничительной по сравнению с другими доступными на разумных условиях мерами для достижения этой цели?

Получив заявку на такое изъятие из положений Директивы по газу, Комиссия анализирует ее с точки зрения соответствия принципу пропорциональности[10]. Анализ включает: определение законности и обоснованности цели, ради которой предлагается ввести ОУОХ; оценку адекватности меры, предлагаемой для достижения этой цели; оценку целесообразности и сравнение предлагаемой меры с другим возможными мерами («лучшая практика») с точки зрения степени отрицательного влияния на конкурентный внутренний газовый рынок. Комиссия стремится ограничить число изъятий вообще, интерпретируя положения Директивы в ограничительном смысле.

Запрашиваемое изъятие не может быть шире по своему охвату, чем это строго необходимо для достижения поставленной цели. Доказывать необходимость предлагаемой меры должна сторона, отказывающая в доступе и запрашивающая соответствующее изъятие. Эта сторона – как правило, компания – должна доказать, что соответствующий государственный орган (а) возложил на нее конкретное обязательство по предоставлению услуги общественного характера, и (б) что предоставление доступа третьей стороне помешало бы выполнить это обязательство частично или полностью.

Как уже отмечалось, большинство государств-членов ЕС в той или иной форме предусматривает возможность ОУОХ. Например, в Великобритании такие обязательства формулируются в лицензиях. Большая часть ОУОХ, предусматриваемых в национальном законодательстве, были представлены в общих формулировках. В Нидерландах, например, эти обязательства имеют отношение к подключению клиентов и их снабжению газом, стандартам услуг для покупателей, качеству газа, технической безопасности, надежности, регулярности и диверсификации газоснабжения, соединительным перемычкам и новой газовой инфраструктуре, развитию и эксплуатации подземных газохранилищ, балансированию газа, уравниванию цен, устойчивости, энергосбережению, исследованиям и разработкам в газовом секторе и «политике малых месторождений».[11]

В марте 2001 г. Комиссия констатировала, что принятые государствами-членами в этой области меры не вызвали серьезных сомнений в их соответствии Директиве по газу. Более того, ни одно государство-член не обратилось с заявкой на временное изъятие из какого-либо положения Директивы для того, чтобы достичь свои цели в области услуг общественного характера. Можно утверждать, что в отношении обязательств по предоставлению услуг общественного значения в Директиве по газу заложен большой «запас прочности», задействовать который до сих пор не было необходимости, т.к. существующие механизмы успешно с этим справляются.

Проведенный Комиссией сравнительный анализ принятых государствами-членами мер в области ОУОХ, способов их осуществления и их результативности показал, что открытие рынков газа не мешает им поддерживать высокие стандарты услуг общественного характера. В целом ряде случае уровень услуг общественного значения даже повысился благодаря введению новых требований через институт лицензирования. Такая тенденция проявилась особенно четко на уровне транспортировки, распределения и снабжения газом. Национальные регулирующие органы следят за выполнением этих требований и при необходимости налагают штрафы или даже отзывают лицензии.

Несмотря на в целом успешное выполнение положений соответствующих положений реформ, не прекращаются дискуссии о том, совместимы или нет цели открытия энергетического рынка и защиты услуг общественного характера. Как подчеркнула Л. де Паласио: «открытие рынка и защита услуг общественного характера являются взаимодополняющими целями». Однако при этом она признала, что «для достижения целей по предоставлению услуг общественного характера остается необходимой определенная степень эффективного регулирования. Соответствующие меры в этом отношении могут включать, например, защиту против отключений или обязательство предлагать специальные тарифы для малопотребляющих категорий пользователей»[12].. Комиссия предлагает усилить соответствующие положения Директивы. По ее мнению, необходимо обязать государства-члены принять дополнительные меры в области обязательного предоставления услуг общественного характера.

Основные инициативы[13] сводятся к следующему. Предлагается усилить существующие защитные меры по обеспечению безопасности снабжения газом. Для государств-членов предусматривается возможность учредить специальный орган, которому были бы даны полномочия по «активному контролю за рынком» – мониторингу состояния национального газового рынка, в частности, существующего баланса спроса и предложения, уровня предполагаемого будущего спроса, планируемых или строящихся дополнительных мощностей, а также уровня конкуренции на рынке. Предлагается также, чтобы государства-члены ежегодно публиковали доклад с заключениями и указанием мер, предусматриваемых для обеспечения безопасности газоснабжения. Учитывая высокую степень взаимосвязи газовых сетей и роль соотношения спроса и предложения на газ на уровне Сообщества в целом для общей системы безопасности, Комиссия, основываясь на национальных докладах, будет публиковать обобщающий Доклад, охватывающий все Сообщество. Предложения на этот счет содержатся в Преамбуле (16) и ст. 4а проекта новой директивы по газу.

Речь идет и об усилении защиты уязвимых покупателей (Приложение II.d). Государства-члены должны будут обеспечить адекватную защиту от необоснованных отключений, например, престарелых, безработных, инвалидов. Это обязательство будет возлагаться при предоставлении разрешения на поставки.[14] Регулярное проведение сравнительного анализа предпринимаемых мер позволит государствам-членам определить лучшие из них.

В области защиты «основных» прав конечных потребителей (ст. 3.3, Приложение II)[15] государства-члены должны будут обеспечить выполнение минимального числа условий контрактов, прозрачность информации, доступность не требующих больших расходов и прозрачных механизмов решения споров.

В целях социального и экономического сплочения (ст. 3.4 и 3.а.1) в дополнение к существующим обязательствам государства-члены должны будут принять меры по обеспечению поставок газа и подключение покупателей отдаленных районов по разумным ценам.

Для охраны окружающей среды предусматриваются обязательства и меры по стимулированию источников возобновляемых видов энергии и совместного производства электроэнергии и тепла (газ используется как топливо).

Для безопасности снабжения Комиссия предлагает ввести обязательства по осуществлению соответствующего уровня технического обслуживания и развития инфраструктуры, в частности, перемычек (ст. 3.4). Чтобы гарантировать техническое обслуживание и развитие газовой сети в Директиву по газу предлагается включить новое положение (ст. 7а.1), согласно которому государства-члены имеют право требовать, чтобы операторы газотранспортных сетей осуществляли определенный минимальный уровень инвестиций в их (включая соединительные мощности) техническое обслуживание и развитие.

В целях большей прозрачности предлагается, чтобы государства-члены уведомляли Комиссию не только о мерах по предоставлению услуг общественного характера, требующих изъятия из положений Директивы, но обо всех принимаемых в этом отношении мерах. На основе этой информации Комиссия каждые два года публиковала бы аналитический доклад и давала бы рекомендации по обеспечению высоких стандартов в этой области на национальном уровне.

Евросовет на заседании в Барселоне 15-16 марта 2002 г. подчеркнул, что «либерализация рынков должна обеспечить реальную конкуренцию и соблюдение обязательств услуг, представляющих общий интерес (равноправие при доступе, продолжение услуг, безопасность для пользователей). Эти обязательства можно вводить, но ни в каком случае они не должны вести к рыночным искажениям. Уважая нормы [Римского] договора, государства-члены сохраняют свободу определения услуг, представляющих общий интерес, и способа их организации».

2.8. Контракты «бери или плати» и их связь с реформами рынков газа

В настоящее время подавляющая часть поставок газа в страны ЕС осуществляется на основе долгосрочных (до 30 лет) контрактов типа «бери или плати». До недавнего времени поставки газа безоговорочно считались долгосрочным бизнесом, в котором риски делились между производители и покупателями. В силу долгосрочного характера планирования, связанного, в частности, со значительной длительностью освоения месторождений и развития газотранспортной инфраструктуры, большая часть ожидаемого прироста спроса на газ контрактуется заранее и покрывается существующими контрактами типа «бери или плати». Поэтому в большинстве государств-членов ЕС действующие контракты типа «бери или плати» будут удовлетворять растущий спрос на газ еще в ближайшие 5-10 лет.

Учитывая важную роль долгосрочных контрактов типа «бери или плати», Директива 98/30/ЕС признает за государствами-членами ЕС право осуществлять мониторинг выполнения таких заключенных контрактов с целью оперативного отслеживания ситуации с поставками газа (Преамбула (13).

Переход от рынков национальных монополий к единому внутреннему рынку коренным образом меняет ситуацию для участников газового бизнеса, ставит под угрозу рыночную долю традиционных поставщиков, работающих по условиям контрактов типа «бери или плати». Разумеется, темпы открытия рынка сдерживает его инерция, «встроенные» ограничения вроде обязательств по действующим контрактам, в том числе и со стороны спроса (например, компенсационным контрактом, который ранее заключил потенциальный квалифицированный покупатель). Кроме того, позиции традиционных крупных поставщиков газа подкрепляются их солидными маркетинговыми возможностями и ограниченными объемами «нового» газа.

По оптимистическому сценарию динамичный характер газового рынка ЕС (быстрый рост спроса, возникновение новых рынков сбыта и появление новых газовых компаний), новая политика в области энергетики и охраны окружающей среды, соединение газовых сетей и завершение создания внутреннего конкурентного рынка газа могут привести к такому росту спроса на газ, который бы более чем компенсировал «старым» поставщикам сокращение их доли на рынке. Крупные компании, располагающие многими контрактами и развитой газовой инфраструктурой, включая подземные хранилища, более других приспособлены к тому, чтобы с помощью координированного использования этих инструментов в сочетании с агрессивным маркетингом повлиять на спрос, пережить возможные финансовые потери и сбалансировать спрос и предложение.

Однако, не исключено, что понижательное давление конкуренции на цену газа, появление новых динамичных компаний, новых форм торговли газом и управления рисками заставят «старые» компании потесниться. Эти традиционные поставщики, связанные условиями долгосрочных контрактов типа «бери или плати», могут оказываться в ситуации, когда они будут вынуждены продавать газ по ценам, выше цен новых конкурентов.

В условиях либерализации газового рынка у поставщиков, выполняющих контракт типа «бери или плати», есть четыре основные линии защиты.

Первая линия- несмотря на то, что эти контракты никогда не составлялись с расчетом на либерализацию рынка, существует возможность максимально использовать инструменты гибкости, заложенные в таких контрактах. Как правило, в контрактах типа «бери или плати» предусматривается возможность варьировать объем поставок для того, чтобы застраховаться от неопределенности развития рынка, сезонных и погодных колебаний спроса. Кроме того, контракты этого типа содержат положения, по которым можно осуществлять поставки оплаченного, но не взятого газа годом позже.

Вторая линия традиционных поставщиков – попытки решить ценовую проблему наименее ограничительными для конкуренции способами. Например, они могут искать альтернативные рынки газа в других географических районах внутреннего рынка ЕС.

Третья линия – в процессе приспособления традиционных поставщиков к новым условиям возможен пересмотр уже существующих контрактов типа «бери или плати». Речь идет о вводе более гибких ценовых условий, более короткого срока действия контракта, гибкого подхода к объемам поставляемого газа (вплоть до возможности новых переговоров) и, в целом, о приведении условий контракта типа «бери или плати» в большее соответствие положениям Директивы, особенно нормам конкуренции. Видимо, подобные механизмы будут встраиваться и во вновь заключаемые контракты типа «бери или плати».

Четвертая линия – если все перечисленные выше меры оказались безрезультатными, поставщики могут прибегнуть к использованию возможностей «переходного режима», предусмотренного Директивой 98/30/ЕС, где содержатся подробные правила и процедуры на этот счет.

Если газовое предприятие при соблюдении требований Директивы 98/30/ЕС сталкивается или полагает, что может столкнуться с серьезными экономическими трудностями при выполнении обязательств по таким контрактам, оно может обратиться с заявкой о временном освобождении от необходимости соблюдать требование Директивы о предоставлении третьим сторонам доступа к газовой системе (Преамбула (30), ст. 17.1 и 25.1).

«Серьезные» экономические и финансовые трудности определяются в каждом отдельном случае. Считается, что к таковым относятся трудности, ставящие под угрозу хозяйственную деятельность данного газового предприятия в такой степени, что для ее продолжения необходимо освободить предприятие от соответствующих обязательств по Директиве.

В положения, связанные с «серьезными экономическими и финансовыми трудностями», прописаны не вполне последовательно. В ст. 25.1 говорится о том, что газовое предприятие может направить заявку на получение временного освобождения от обязательств по предоставлению доступа, определенных ст. 15 и 16, если оно «сталкивается или полагает, что может столкнуться» с такими трудностями. А в критериях (ст. 25.2) речь идет об учете серьезности экономических и финансовых трудностей, с которыми сталкиваются газовые предприятия, а также газотранспортные предприятия или квалифицированные покупатели. Из этого можно сделать вывод, что при определенных условиях разрешение не предоставлять доступа может быть дано до того, как возникли трудности. Стоит обратить внимание и на расширительное определение субъектов (ст. 25.3(d), чьи трудности должны учитываться – к газовым предприятиям (что, согласно ст. 2.1 и 2.4, включает транспортные компании) добавились и квалифицированные покупатели. Интересы этих покупателей могут быть затронуты, например, если их запрос на доступ к газовой системе не был удовлетворен в результате предоставленного изъятия.

Такие изъятия могут предоставляться, если не существует других решений, основанных на разумных условиях. При этом изъятия из положений ст. 15 (доступ третьей стороны на договорных условиях) и/или ст. 16 (регулируемый доступ):

· не должны подрывать цель Директивы – открытия газового рынка для конкуренции, главным образом, посредством обеспечения доступа третьих сторон;

· должны быть ограничены по времени и охвату и предоставляться прозрачным образом под наблюдением Комиссии (Преамбула (30);

· являются крайней мерой и должны трактоваться как можно более ограничительно;

· должны в наименьшей степени по сравнению с другими мерами искажать конкуренцию (ограничение по времени и охвату) и соответствовать масштабам решаемой проблемы.

При рассмотрении заявки газового предприятия на такое изъятие используется ряд критериев, в т.ч.:

· необходимость выполнения обязательства по предоставлению услуг общественного характера и обеспечения безопасности поставок (ст. 25.3.b);

· положение предприятия и ситуация с конкуренцией на рынке газа (ст. 25.3.с). Положение газовой компании характеризуется экспертами с разных точек зрения: ее размер (территория деятельности, баланс предприятия, активы, доля на рынке, оборот и т.д.), участие компании в международной торговле газом, портфель закупок и продаж, собственная газовая инфраструктура, включая подземные газохранилища, собственность в других газовых и прочих энергетических компаниях, права и обязательства компании (включая обязательства по предоставлению услуг общественного характера) и т.д.[16]. В зависимости от территории деятельности компании рынок, оцениваемый с точки зрения состояния конкуренции, может быть региональным, национальным или охватывать несколько стран-членов ЕС. Это состояние оценивается с точки зрения степени открытия рынка, числа конкурирующих поставщиков на нем, влияние конкуренции на рыночные доли, цены, прибыль и т.д. Анализ может выйти за оценку конкуренции между газом разных поставщиков и включать оценку общего уровня конкуренции;

· степень серьезности проблем, с которыми сталкивается это предприятие. Трудности не считаются серьезными, если объем продаж не упал ниже минимальных гарантированных объемов закупок, определенных в контрактах типа «бери или плати», или в той степени, в которой есть возможности внести изменения в соответствующий контракт на закупку газа типа «бери или плати», или если соответствующая газовая компания в состоянии найти альтернативные возможности сбыта (ст. 25.3);

· другие меры, которые предприняла компания для решения этих проблем, до того, как она обратилось за разрешением на изъятие (ст. 25.3.f). Учитываются усилия, предпринятые оператором для поиска решения проблемы менее радикальными способами (например, попытки продать газ в других местах, пересмотр условий контракта, мероприятия по повышению эффективности деятельности компании и т.д.). Лишь в том случае, когда эти усилия оказались безрезультатными, в качестве последней меры может быть разрешено изъятие из обязательства предоставлять доступ;

· учитывается дата подписания контракта типа «бери или плати» и то, в какой степени его условия позволяют осуществлять изменения на рынке. (ст. 25.3.с). Этот критерий предназначается для операторов, подписывающих контракты типа «бери или плати» после вступления Директивы в силу (10 августа 1998 г.). Они должны принимать во внимание меняющиеся рыночные условия, положения Директивы и обеспечить, чтобы их контракт не мешал «существенному открытию рынка» (Преамбула, 30);

· решение по заявке на изъятие применительно к контрактам типа «бери или плати», заключенным до вступления Директивы в силу, не должно приводить к ситуации, при которой у соответствующего газового предприятия нет возможности найти экономически приемлемые альтернативные возможности сбыта (ст. 35.3);

· насколько предприятие, заключая долгосрочный контракт типа «бери или плати» после вступления Директивы в силу, учитывало ее положения при оценке возможных трудностей (ст. 25.3.g). Считается, что если компания предвидела серьезные трудности и все же подписала контракт, она не может рассчитывать на получение упомянутого изъятия для решения этих проблем;

· при принятии решения об изъятии из обязательства предоставлять доступ третьей стороне к сети учитывается степень связанности этой системы с другими системами и уровень эксплуатационной совместимости этих систем (25.3.h). Это условие отражает тот факт, что несмотря на то, что в результате расширяющегося взаимного соединения частей трансъевропейской газовой сети и более свободного доступа третьих сторон рынки 15 государств-членов ЕС превращаются в единый внутренний рынок. Однако, не все региональные и национальные рынки в одинаковой степени подключены к газовой сети Сообщества. Способности компаний продавать газ за пределами их традиционного рынка сбыта в случае проблем из-за условий контракта типа «бери или плати» может также мешать неполная техническая совместимость некоторых газовых систем;

· наконец, должна быть сделана оценка возможных последствий предоставления изъятия для надлежащего выполнения Директивы по газу в целях достижения нормального функционирования внутреннего рынка природного газа. Фактически это еще одно напоминание, что государства-члены ЕС и Комиссия должны очень осторожно подходить к вопросу о разрешении отказывать в доступе к газовым системам (ст. 25.3.i).

Директива также предусматривает процедуры подачи и рассмотрения заявки на разрешение временно отказывать в доступе к газовым системам. Их основные моменты следующие:

· газовое предприятие направляет заявку на временное изъятие из обязательства предоставлять доступ третьей стороне соответствующему государству-члену ЕС или назначенному компетентному органу (ст. 25.1);

· заявки направляются в каждом отдельном случае до или после отказа в доступе (ст. 25.1);

· в случае, когда предприятие уже отказало в доступе, оно должно направить заявку незамедлительно;

· заявки сопровождаются всей соответствующей информацией о характере и масштабах проблемы и об усилиях по решению проблемы, предпринятых газовым предприятием, отказывающим в доступе;

· государство-член ЕС или назначенный им орган незамедлительно уведомляют Комиссию о своем решении предоставить изъятие и направляет ей соответствующую информацию;

· Комиссия имеет возможность в течении четырех недель после получения этого уведомления потребовать, чтобы заинтересованное государство или назначенный им компетентный орган внесли изменение в решение о предоставлении изъятия или отозвали это решение;

· если заинтересованное государство или назначенный им компетентный орган не выполняют это требование в течение четырех недель, в соответствии со специальной процедурой Комиссия без промедления принимает окончательное решение;

· по каждому случаю отказа в предоставлении изъятия приводятся должным образом обоснованные причины;

· газовые предприятия, чьи заявки на изъятие не удовлетворили, не должны отказывать или продолжать отказывать третьей стороне в доступе к газовой системе по причине их обязательств по долгосрочным контрактам типа «бери или плати» (ст. 25.4);

· предоставленное изъятие должным образом обосновывается (ст. 25.5);

· Комиссия публикует решение в «Официальном бюллетене Европейских сообществ» (ст. 25.5);

· Комиссия сохраняет конфиденциальность деликатной с коммерческой точки зрения информации (ст. 25.2).

Директива 98/30/ЕС предписывает газовым предприятиям заключать или продлевать долгосрочные контракты типа «бери или плати» после вступления в силу Директивы с осторожностью, чтобы не помешать существенному открытию газового рынка.

В течение пяти лет после вступления Директивы 98/30/ЕС в силу (до 2003 г.) Комиссия должна опубликовать доклад, в котором рассматривается ее (совместный с государствами-членами ЕС) опыт временного освобождения газовых компаний от обязательства по Директиве предоставлять третьим сторонам доступ к газовым системам.

В проекте Европейской Комиссии по внесению изменений в Директиву 98/30/ЕС нет никаких новых предложений в отношении положений, затрагивающих долгосрочные контракты типа «бери или плати». В то же время следует отметить, что Комиссия несколько отошла в последнее время от безоговорочной критики долгосрочных контрактов на поставку газа как таковых. Показательным в этом смысле является недавнее признание Л. де Паласио: «До сих пор безопасность снабжения газом обеспечивалось, главным образом, с помощью долгосрочных контрактов между производителями и поставщиками газа. Я убеждена, что такие контракты должны и будут продолжать оставаться важной частью газового рынка после открытия рынка. Однако, эти долгосрочные контракты должны стать более гибкими и совместимыми с правилами конкуренции, позволяя, например, перепродавать газ в другой стране. В дополнение к долгосрочным контрактам, появляющиеся сейчас гибкие краткосрочные газовые контракты и спотовые рынки будут также важны для лучшего управления рисками после того, как рынки снабжения будут полностью открыты».[17]

Эти мысли подробнее развиваются в докладе Комиссии Совету и Европейскому парламенту о европейской энергетической инфраструктуре.[18] В нем подчеркивается, в частности, что несмотря на важность долгосрочных контрактов, необходимо обеспечить, чтобы сбыт газа в ЕС соответствовал Директиве по газу и нормам конкуренции в Сообществе. Комиссия будет осуществлять меры для того, чтобы искусственные ограничения в контрактах на поставки газа не создавали барьеры для свободного движения газа и для конкуренции. В число таких препятствий КЕС включила договоренности производителей газа о совместных продажах, сокращающих выбор для потребителей; территориальные оговорки, запрещающие перепродажу газа; ограничения на использование, запрещающие покупателю газа использовать газ для других целей помимо своего собственного потребления.

2.9. Режим предоставления доступа третьей стороны в ходе либерализации газового рынка

Сфера действия Директивы 98/30/ЕС включает в себя правила доступа третьих сторон на рынок, как часть организации и функционирования газовой отрасли в целом (ст. 1).

В соответствии с Директивой доступ к газовой системе в целом должен быть открытым и должен обеспечивать достаточный и, в соответствующих случаях, сопоставимый уровень открытия рынков в различных государствах-членах ЕС (Преамбула (23)). В контексте Директивы «система» означает любую сеть для транспортировки и/или распределения и/или сооружения для СПГ, принадлежащие газовому предприятию и/или эксплуатируемые им, включая его сооружения, предоставляющие вспомогательные услуги, а также сооружения смежных предприятий, необходимые для обеспечения доступа к транспортировке и распределению.

Право на доступ к системе внутри территории, охватываемой объединенной системой, и за ее пределами имеют газовые предприятия и квалифицированные покупатели газа, определение которых дается в ст. 2.1 и ст. 18. Специально оговаривается, что газораспределительные предприятия также имеют право на доступ – даже в том случае, когда они не определены как квалифицированные покупатели, они правоспособны заключать контракты на закупку газа в объемах, потребляемых их покупателями, определенными в качестве квалифицированных в их распределительной системе для снабжения этих покупателей. Газораспределительные компании не должны злоупотреблять деликатной с коммерческой точки зрения информацией, полученной от третьих сторон при предоставлении доступа к системе или ведении переговоров о предоставлении такого доступа (ст. 11.2).

К этим положениям Комиссия предлагает добавить уточнение о том, что операторы транспортной системы должны иметь доступ к сети операторов других транспортных систем на условиях и процедурах, общих для всех квалифицированных покупателей и основанных на публикуемых тарифах (проект новой ст. 14).

В Преамбуле (24) Директивы признается, что по причине разнообразия структур и особенностей газовых систем в отдельных странах ЕС, процедуры доступа к ним должны быть различными и соответствовать критериям объективности, прозрачности и недискриминации. Однако опыт показал, что необходимо добиваться режима однородного и недискриминационного доступа для транспортировки газа, включая транспортировку через границы между государствами-членами ЕС (проект Преамбулы (8). Для того, чтобы избежать различий в режимах доступа, требованиях по опубликованию информации, процедур разрешения споров и т.п., предлагается с 1 января 2003 г. отменить Директиву 91/296/ЕЕС о транзите природного газа по трубопроводным сетям (а также «родственную» директиву по транзиту электроэнергии). Фактически речь идет о том, чтобы все перемещение газа в пределах Сообщества рассматривалось как внутренняя транспортировка.[19]

Директива предусматривает две формы организации доступа к газовым системам (или их комбинацию): на основе переговоров (ст. 15)[20] и регулируемый доступ (ст. 16).[21] В своих предложениях (новая редакция ст. 15) Комиссия специально подчеркивает, что эти две процедуры действуют также в отношении доступа к газохранилищам и другим инструментам гибкости. Девять государств-членов ЕС (Австрия, Великобритания, Греция, Ирландия, Италия, Испания, Люксембург, Финляндия и Швеция) имеют регулируемую систему доступа, три (Бельгия, Германия и Португалия) – переговорный режим и остальные (Дания, Нидерланды и Франция имеют комбинированную, гибридную систему.

Государства-члены ЕС принимают необходимые меры к тому, чтобы газовые предприятия и квалифицированные покупатели имели все возможности вести переговоры о доступе к системе с тем, чтобы добровольно заключить между собой коммерческие контракты на поставку газа. Стороны обязаны вести такие переговоры добросовестно. Государства требуют, чтобы газовые предприятия, с которыми ведутся переговоры о доступе к системе, публиковали основные коммерческие условия пользования системой.

В случае регулируемого доступа соответствующие государства предоставляют газовым предприятиям и квалифицированным покупателям право доступа к системе на основе публикуемых тарифов и/или других условий и обязательств по использованию этой системы. Что касается квалифицированных покупателей, им может предоставляться возможность заключать контракты на поставку с конкурирующими газовыми предприятиями помимо самого владельца и/или оператора системы или смежного предприятия.

Газовые предприятия могут отказывать в доступе к системе по трем причинам: (a) на основании отсутствия соответствующих мощностей, (b) в случае, если предоставление такого доступа помешало бы им выполнять свои обязательства по услугам общественного характера (см. раздел об обязательствах по услугам общественного характера) и (с) если предоставление такого доступа создало бы им серьезные экономические и финансовые трудности для выполнения долгосрочных контрактов типа «бери или плати» (см. раздел о контрактах типа «бери или плати»).

В случае, когда газовое предприятие отказывает в доступе к системе на основании отсутствия мощностей или отсутствия трубопровода подключения, государство-член ЕС может заставить его внести необходимые улучшения в систему в той степени, в какой это экономически целесообразно, или когда потенциальный покупатель готов сам оплатить эти улучшения.

Отказ в доступе к системе по вышеуказанным причинам может служить основанием для государств-членов выдавать разрешение на строительство прямого газопровода.

Отдельно подчеркивается обязанность государств-членов ЕС обеспечивать открытость доступа к части газовой системы – газосборным трубопроводным сетям, включая сооружения, предоставляющие связанные с таким доступом технические услуги (ст. 23.1). Право на такой доступ имеют газовые предприятия и квалифицированные покупатели газа, независимо от того, где они базируются. О принятых в этой области мерах государства-члены уведомляют Комиссию.

В Директиве подчеркивается важная роль доступа к газосборным трубопроводным сетям в деле создания конкурентного рынка природного газа (Преамбула (25). В силу особых экономических, технических и эксплуатационных характеристик таких сетей необходимо установить специальный режим доступа к ним. Правда, делается оговорка, что налоговые аспекты остаются в полной компетенции государств-членов. Другая оговорка гласит, что требование открытого доступа к газосборным сетям не распространяется на те части этих сетей и сооружений, которые используются для местных производственных операций на самом разрабатываемом месторождении.

Конкретный режим предоставления доступа к газосборным трубопроводным сетям определяется самими государствами-членами ЕС. При этом государства должны обеспечить, чтобы доступ был справедливым и открытым, учитывающим (a) цель создания конкурентного рынка природного газа и недопущения злоупотребления доминирующим положением, (b) безопасности и регулярности поставок, (c) наличные мощности, которые могут быть предоставлены на разумных условиях и (d) интересы охраны окружающей среды.

Согласно Директиве (ст. 23.2), при рассмотрении вопроса о доступе к газосборным сетям государства-члены ЕС могут исходить из того, что необходимо:

· избегать трудностей, которые не могут быть преодолены на разумных условиях и которые могли бы нанести ущерб эффективной текущей и планируемой добыче углеводородов в будущем;

· удовлетворять обоснованные потребности владельца или оператора сети газосборных трубопроводов в том, что касается транспортировки и переработки газа, а также интересов всех других пользователей сети газосборных трубопроводов или соответствующих перерабатывающих или обслуживающих сооружений, которые могут быть затронуты предоставляемым доступом;

· применять собственное законодательство и административные процедуры в соответствии с законодательством Сообщества для выдачи разрешений на добычу газа или развитие производственной части технологической цепи;

· отказывать в доступе в случае несовместимости технических характеристик, которая не может быть устранена на разумных условиях.

Для быстрого разрешения споров, связанных с доступом к сетям газосборных трубопроводов, государства-члены ЕС обеспечивают соответствующие процедуры и механизмы, включая независимые от сторон органы, имеющие доступ ко всей необходимой информации.

В случае трансграничных споров применяется процедура разрешения споров того государства, в юрисдикции которого находится сеть газосборных трубопроводов, в доступе к которой отказано. При трансграничных спорах, когда на данную сеть распространяется юрисдикция нескольких государств, заинтересованные государства-члены проводят консультации с тем, чтобы обеспечить единообразное применение Директивы по газу.

Ст. 20 обязывает государства-члены ЕС принимать необходимые меры для того, чтобы любой квалифицированный покупатель смог получать природный газ от газовых предприятий по прямому трубопроводу (в смысле ст. 2.14).

Исходным моментом общего режима разрешения споров по вопросам доступа третьих сторон к системе является требование к государствам-членам ЕС обеспечить, чтобы стороны вели переговоры по доступу добросовестно, и чтобы ни одна из них не злоупотребляла своим положением с целью срыва этих переговоров (ст. 21.1).

На случай споров в связи с такими переговорами государства-члены назначают компетентный орган, независимый от спорящих сторон, Этот орган, в частности, разрешает споры, касающиеся переговоров или отказа в доступе.

Компетентный орган представляет свои заключения в течение 12 недель после начала рассмотрения спора. Обращение к этому органу не означает отказ от возможности апелляции в соответствии с законодательством Сообщества.

В случае трансграничного спора он рассматривается органом, в сфере полномочий которого находится газовое предприятие, отказывающее в использовании системы или в доступе к ней. Если система находится в сфере полномочий нескольких таких органов, эти органы проводят консультации по обеспечению согласованного применения положений Директивы по газу.

На основании опыта, накопленного в ходе выполнения Директивы по газу, Комиссия пришла к выводу, что основные препятствия созданию единого внутреннего рынка газа связаны с вопросам доступа к сети и различными уровнями открытия газового рынка в государствах-членах. Для того, чтобы преодолеть эти препятствия, необходимо, прежде всего, обеспечить большую независимость операторов транспортных и распределительных сетей, единообразный доступ к газовым системам, большую независимость национальных регулирующих органов, а также облегчить доступ к газохранилищам и расширить круг субъектов, имеющих право на доступ к газовым системам.

На практике до сего времени существуют значительные различия между структурами и размерами цен на доступ к газовым сетям. На Пятой встрече (февраль 2002 г.) национальных регулирующих органов по газу в рамках Мадридского форума вопросам доступа уделялось большое внимание. Участники этой встречи приняли Руководящие принципы для образцовой практики по доступу третьей стороны к газовым сетям ЕС. Кроме того, им удалось сформулировать ряд принципов в отношении взносов и тарифов за использование газовых транспортных сетей, в т.ч. требование, согласно которому они должны отражать издержки.

2.10. Развитие и государственное регулирование расширения инфраструктуры газоснабжения в условиях либерализованного рынка

По мнению Комиссии, отлаженная и либеральная система доступа к возможностям создания новых или эксплуатации имеющихся газовых сооружений требует усилий на уровне всего Сообщества. КЕС, в частности, отмечала: «Свобода строительства трубопроводов является важным конкурентным элементом внутри единого газового рынка ЕС».[22]

В Директиве по газу определяется режим предоставления разрешений на строительство и эксплуатацию газовых сооружений, на поставку природного газа и на право считаться оптовым покупателем.

В Преамбуле (17) излагаются основные критерии и процедуры в отношении разрешений, которые государства-члены могут выдавать на строительство и эксплуатацию соответствующих сооружений в рамках своей национальной системы. При этом выдвигаются условия, что эти положения не должны (a) затрагивать соответствующих норм национального законодательства, по которым строительство или эксплуатация соответствующих сооружений осуществляется на основании разрешений и (б) вести к ограничению конкуренции между газовыми предприятиями.

Основные положения режима выдачи соответствующих разрешений (ст. 4):

· критерии, которым должно удовлетворять предприятие, обращающееся за разрешением на строительство и/или эксплуатацию газовых сооружений или на поставку природного газа, должны быть объективными и недискриминационными;

· эти критерии и процедуры выдачи разрешений публикуются;

· в случае отказа в разрешении:

· причины должны быть объективными и не дискриминационными;

· причины должны сообщаться заявителю;

· о причинах информируется Комиссия;

· государства-члены ЕС должны установить процедуру обжалования отказов;

· государства-члены могут отказывать в выдаче разрешений на строительство и эксплуатацию распределительных сетей в определенных районах, если такие сети там уже построены или их предполагается построить, или если существующие или планируемые мощности не полностью загружены.

На этой же основе государство или назначенные им компетентные органы могут выдавать разрешения на поставку природного газа и на право считаться оптовым покупателем.

За государствами-членами ЕС признается право не выполнять обязательства ст. 4 в отношении газораспределения в той мере, в которой их выполнение повлияло бы на развитие торговли газом настолько, что это противоречило бы интересам Сообщества (ст. 3.3).

В случае, если газовому предприятию обоснованно отказано в доступе к системе или если задействована процедура разрешения спора, государства-члены могут выдавать разрешения на строительство прямого трубопровода. Для разрешения на строительство или эксплуатацию прямого трубопровода государства или назначенные ими компетентные органы устанавливают критерии, которые должны быть объективными, прозрачными и недискриминационными (ст. 20).

Эта же статья обязывает государства-члены принять необходимые меры для того, чтобы газовые предприятия на их территории могли снабжать газом квалифицированных покупателей, а любой квалифицированный покупатель при необходимости мог получить газ по прямому трубопроводу.

2.11. Независимость операторов транспортной и распределительной сети как важнейший элемент формирования конкуренции

Важность этого вопроса для достижения недискриминационного доступа к сети подчеркивается в Преамбуле (5) проекта новой директивы, и далее предлагается ряд мер по усилению независимости операторов.

Соответствующие положения действующей Директивы по газу, имеющие отношение к операторам транспортных и распределительных сетей (cт. 7 и 10 Директивы 98/30/ЕС), сохраняются и дополняются новыми моментами.

Во-первых, в государствах-членах ЕС предусматривается назначение на определенное время одного или нескольких операторов газотранспортной системы, которые отвечали бы за эксплуатацию, техническое обслуживание и развитие инфраструктуры (включая транспортировку, хранилища и СПГ) на территории соответствующего государства и за их объединение с другими системами для обеспечения безопасности газоснабжения (проект новой cт. 7.1). При этом сохраняется требование к транспортным операторам по эксплуатации, техническому обслуживанию и развитию безопасных, надежных и эффективно функционирующих сооружений для транспортировки и хранения природного газа и СПГ, с должным учетом интересов охраны окружающей среды (cт. 7.1 Директивы).

Во-вторых, для государств-членов предусматривается право требовать, чтобы операторы транспортных систем осуществляли определенный минимальный уровень инвестиций в техническое обслуживание и развитие газотранспортных систем, включая соединительные мощности (проект ст. 7.а).

В-третьих, для операторов транспортной системы вводятся критерии (прозрачность, недискриминационность и рыночный характер процедур) приобретения ими энергоресурсов, которые они используют для выполнения своих функций (проект ст. 7.b).

В-четвертых, для операторов транспортных и распределительных сетей вводятся (проект ст. 7.2 и проект пункта 4 для ст. 10 Директивы 1998 г.):

· требование «минимальной» независимости (операторы должны быть, по меньшей мере, независимы с точки зрения своей юридической формы, организации и принятия решений, от других видов деятельности, не имеющих отношение к транспортировке или, соответственно, к распределению);

· критерии «полной» независимости (лица, ответственные за управление соответственно транспортной или распределительной системой не могут участвовать в корпоративных структурах интегрированного предприятия, занимающихся смежными производственными функциями; обеспечение того, чтобы личные интересы соответствующих должностных лиц не препятствовали их независимости в профессиональной деятельности; оператор соответствующей системы должен осуществлять полный контроль над всеми активами, необходимыми для ее технического обслуживания и развития; разработка программы мер по недопущению дискриминационного поведения с направлением ежегодного доклада в национальный регулирующий орган и последующей его публикации). Согласно предложению, первые два условия операторы распределительной сети должны выполнять с 1 января 2004 г. Однако государства-члены могут освободить от этого обязательства средние (менее 100 000 клиентов) интегрированные газовые предприятия. Подчеркивается также (проект новой ст. 11.а), что операторы объединенной транспортной и распределительной сети должны быть полностью независимыми с точки зрения их юридической формы, организации и принятия решений от других видов деятельности.

2.12. Разделение видов деятельности

Значительный раздел Директивы 98/30/ЕС посвящен разделению видов деятельности интегрированных газовых компаний с помощью раздельного ведения счетов. Такие счета должны вестись «когда это необходимо для недопущения дискриминации, перекрестного субсидирования и других искажений конкуренции» (Преамбула (21) и (22). Эти положения более развернуто сформулированы в ст. 13, где говорится о транспортировке, распределении и хранении природного газа.

Отмечается также, что должна учитываться регазификация, и что в счета по не связанной с газом деятельности могут включаться интегрированные счета по добыче углеводородного сырья. От обязательства вести раздельные счета освобождаются ряд структур, такие как фондовые или фьючерсные биржи, которые не выполняют никаких функций газовых предприятий, кроме участия в торговых операциях.

В Директиве подчеркивается необходимость доступа компетентных органов к внутренним счетам предприятий с соблюдением конфиденциальности.

Опыт выполнения Директивы показал, что требование раздельного ведения счетов (проект Преамбулы (5) новой Директивы) является ключевой предпосылкой для обеспечения независимости операторов транспортной и распределительной сети. Однако, оно должно быть конкретизировано и дополнено.

Комиссия предлагает внести в Директиву несколько изменений.

Во-первых, предлагается добавить к нынешнему перечню видов деятельности, по которым газовые предприятия должны вести раздельные счета (транспортировка, распределение, хранение природного газа), продажу газа и операции с СПГ.

Во-вторых, для обеспечения общего стандарта разделения видов деятельности газовых компаний КЕС предлагает, чтобы государства-члены ЕС как минимум обеспечили, чтобы транспортировка газа осуществлялась оператором, текущая деятельность которого отделена юридически и функционально (а не только в бухгалтерском учете) от других видов коммерческой деятельности компании, частью которой он является. В проекте новой директивы предлагается ряд мер, направленных на обеспечение такой независимости. Среди этих конкретных минимальных требований (проект ст. 7а):

- лица, ответственные за управление транспортной системой, не могут участвовать в корпоративных структурах интегрированного газового предприятия, ответственного, прямо или косвенно, за текущее производство, распределение и поставку газа;

- должны приниматься соответствующие меры для обеспечения того, чтобы личные интересы лиц, ответственных за управление газотранспортной системой, учитывались таким образом, который бы обеспечивал, чтобы они были способны действовать независимо;

- оператор газотранспортной системы должен осуществлять полный контроль над всеми активами, необходимыми для технического обслуживания и развития сети;

- оператор газотранспортной системы должен ввести программу соответствия, в которой определяются меры, принимаемые для обеспечения недопущения дискриминационного поведения. Программа должна определять конкретные обязательства служащих по выполнению этой цели. Она должна составляться и ее выполнение должно отслеживаться служащим, отвечающим за выполнение этой цели и назначенным Президентом/Генеральным директором интегрированного газового предприятия, которому принадлежит оператор газотранспортной системы. Такой служащий подчиняется непосредственно этому Президенту/Исполнительному директору. Ежегодный отчет, содержащий принятые меры, должен представляться служащим, отвечающим за выполнение этой цели, в национальный регулирующий орган и должен быть опубликован.

Комиссия в своих новых предложениях уделяет гораздо больше внимания отделению деятельности по распределению газа. Это объясняется прежде всего экономическим значением этого звена газовой цепочки: в странах ЕС объем инвестиций в систему газораспределения в среднем вдвое больше, чем в его транспортировку. КЕС предлагает юридически отделить операторов газовой распределительной сети до конца 2003 г. фактически на тех же условиях, как и операторов газотранспортной сети (см. выше).

Также предлагается исключить нынешнее положение, согласно которому в случае регулируемого доступа взимается единый сбор за транспортировку и распределение, счета по этим двум видам деятельности могут быть объединены. Остальные положения действующей Директивы по ведению отчетности остаются без изменений.

Кроме того, Комиссия предусматривает для малых распределительных компаний возможность временного невыполнения требования о разделении счетов, т.к. это может лечь на них значительным финансовым и административным бременем. Вопрос этот оставлен на усмотрение государств-членов (проект Преамбулы (6).

Показателем большого внимания к этой проблеме может служить и тот факт, что Комиссия предлагает (проект новой редакции ст. 28) включать в свой отчет Европейскому парламенту и Совету о ходе создания внутреннего рынка газа анализ того, насколько требования о разделении видов деятельности способствовали справедливому и недискриминационному доступу к газовой системе Сообщества.

Большинство стран ЕС выбрали наиболее простой путь – разделение счетов по операциям. Австрия и Франция предпочли разделение счетов и организационное разделение. Бельгия, Германия, Дания, Ирландия, Люксембург, Финляндия и Швеция придерживаются разделения счетов. Нидерланды также используют форму разделения счетов, однако в 2002 г. переходят к разделению по собственности. Юридически разделяют виды газовой деятельности Испания и Италия. В Великобритании виды деятельности газовых компаний разделены по собственности.

Курс на продолжение разделения деятельности газовых компаний недавно еще раз подтвердила член КЕС, отвечающая за вопросы транспорта и энергетики г-жа Л. де Паласио: «Транспортные и распределительные компании должны управляться отдельно от производства и сбыта, хотя собственность может оставаться в руках одной холдинговой группы».[23]

2.13. Национальные регулирующие органы

Директива (ст. 22) ограничивается формулированием обязательства для государств-членов ЕС создать надлежащие механизмы регулирования, контроля и обеспечения гласности для недопущения злоупотребления доминирующим положением и хищнического поведения.

Трехлетний опыт выполнения Директивы показал, что требуется более концентрированный и детальный подход. Комиссия в своем проекте новой директивы признает, что именно наличие независимых национальных регулирующих органов является важным фактором гарантии недискриминационного доступа к газовой сети (проект Преамбулы (9).

По ее мнению, такие регулирующие органы должны:

· как минимум, иметь компетенцию по установлению или утверждению тарифов на транспортировку и распределение газа, а также тарифов на доступ к сооружениям для СПГ до того, как они вступили в силу;

· иметь возможность утверждать тарифы на основе предложения операторов транспортной или распределительной системы или системы СПГ, или на основе предложения, согласованного между этими операторами и пользователями сети.

В предлагаемой новой редакции cт. 14 подчеркивается, что тарифы, применимые ко всем квалифицированным покупателям в связи с процедурами доступа третьих сторон к транспортным и распределительным системам и сооружениям для СПГ, утверждаются национальным регулирующим органом до их вступления в силу.

Государства-члены ЕС могут поручить национальному независимому регулирующему органу вести мониторинг безопасности снабжения газом (проект новой cт. 4а).

Л. де Паласио следующим образом сформулировала цель в этой области: «В конечном счете Комиссия выступает за общий стандарт [в подходе к регулированию] на территории всего ЕС, обеспечивающий, чтобы сетевые тарифы устанавливались и публиковались, и чтобы они проверялись независимым регулирующим органом, как это и делается сейчас в 14 государствах-членах».[24]

2.14. Квалифицированные покупатели газа

Важным инструментом открытия рынка газа является определение круга покупателей газа, которые имеют право свободно выбирать поставщиков (подход получил название «количественного»). Разумеется, следует различать статистически «квалифицированный» рынок и реальный конкурентный рынок.

Директива 98/30/ЕС обязывала государства-члены ЕС предоставить такое право с 1 августа 2000 г., как минимум, покупателям газа, отвечающим следующим квалификационным критериям (ст. 18.2):

· всем работающим на газе производителям электроэнергии (независимо от объема потребляемого ими газа);

· прочим конечным потребителям, потребляющим ежегодно более 25 млн. куб. м газа.

Абсолютный минимальный уровень открытия национальных рынков газа после 1 августа 2000 г. определен в 20% (ст. 18.3).

Директива предусматривает постепенное расширение круга квалифицированных покупателей газа и обязательный уровень открытия национальных рынков. Критерий для квалификации на право свободного выбора поставщика газа снижается для конечных потребителей до 15 млн. куб. м к 1993 г. и до 5 млн. куб. м к 2008 г. (ст. 18.6). Абсолютный минимальный уровень открытия национальных газовых рынков повышается до 28% к 2003 г. и до 33% к 2008 г. (ст. 18.4).

На случай, если выполнение формальных требований для квалификации потребителей приведет к тому, что рынок общего национального потребления газа открылся более чем на 30%, Директива дает соответствующему государству-члену ЕС право изменить определение квалифицированных покупателей таким образом, который привел бы к уменьшению степени открытия рынка, но не ниже 30%. Пересмотр определения квалифицированных покупателей необходимо осуществлять осторожно и с учетом особенностей структуры соответствующего национального рынка (cт. 18.5). Этот показатель повышается до 38% общего национального потребления газа к 2003 г. и до 43% к 2008 г. (ст.18.6)

В отношении открытия газового рынка Европейская Комиссия предлагает, чтобы государства-члены (а) к 1 января 2004 г. рассматривали всех не бытовых потребителей газа как квалифицированных и разрешили им свободно выбирать своих поставщиков (проект новой ст. 18.1) и (b) обеспечили, чтобы к 1 январю 2005 г. (вместо 1 января 2008 г. по Директиве 98/30/ЕС) все покупатели газа могли свободно приобретать газ у поставщика по своему выбору и имели права квалифицированных покупателей на доступ третьей стороны[25], чтобы осуществлять такие поставки (ст. 18.2). Таким образом, согласно предложению Комиссии, к 2005 г. все покупатели газа в ЕС без исключения смогут выбирать себе поставщиков.

В своем проекте новой директивы Комиссия предлагает уточнить возможности квалифицированного покупателя в двух случаях: когда он признается в качестве такового в обоих государствах-членах ЕС (в одном базируется, в другом закупает газ) или в одном из них (проект ст. 19.1). В отношении первого случая предложение Комиссии совершенно определенно: такие контракты не должны запрещаться. Во втором случае, если покупателю отказано в контракте только по причине того, что он является квалифицированным только в системе одного государства-члена ЕС, то Комиссия может обязать отказывающую сторону осуществить запрашиваемую поставку газа по требованию государства, где размещается квалифицированный покупатель.

2.15. Изъятия и их режим

Директива по газу принимает во внимание разницу в уровне экономического развития стран-членов ЕС, возможность того, что отдельные государства могут столкнуться с особыми трудностями при изменении своих систем. В ней признается необходимость изъятий из отдельных обязательств по созданию внутреннего рынка газа. При этом изъятия должны носить временный характер и как можно меньше нарушать функционирование этого рынка (Преамбула (2) и (29).

В Директиве признается необходимость особого подхода к рынкам и инвестициям в отдельных районах стран-членов ЕС, которые еще недостаточно развиты. Этот подход включает предоставление ограниченных по времени и охвату изъятий. В предоставлении таких изъятий Комиссия должна играть значительную роль (Преамбула (31).

Изъятия из положений Директивы в связи с необходимостью выполнять обязательства по предоставлению услуг общественного характера и обязательства по долгосрочным контрактам типа «бери или плати» подробно рассматриваются отдельно (см. соответствующие разделы).

По другим причинам возможны изъятия из ст. 4 (разрешение на строительство и эксплуатацию сооружений газовой отрасли, на поставку газа и на право считаться оптовым покупателем), ст. 18.1, 18.2, 18.6 (определение квалифицированных покупателей газа), ст. 18.3 и 18.4 (степень открытия рынка) и ст. 20 (вопросы строительства, эксплуатации и доступа к прямым газопроводам). В число этих причин входят следующие.

Изолированные газовые рынки и единственный внешний поставщик газа (ст. 26.1). Государства-члены ЕС, не связанные напрямую с объединенной газовой системой другого государства-члена, и имеющие лишь одного основного внешнего поставщика газа имеют право на получение изъятий. Основным считается поставщик, на долю которого приходится более 75% соответствующего рынка газа. О предоставлении изъятия на этой основе уведомляется Комиссия. Такое изъятие автоматически истекает, как только одно из вышеупомянутых условий перестает существовать.

Государство-член ЕС квалифицируется как «новый» газовый рынок (ст. 26.2). К числу таких рынков относятся государства-члены ЕС, в которых первая коммерческая поставка природного газа по первому долгосрочному контракту состоялась лишь в течение последних десяти лет (ст. 2.24). В качестве новых рынков квалифицированы Греция, Португалия и Финляндия. О предоставлении изъятия по этой причине уведомляется Комиссия. Такое изъятие автоматически истекает, как только данное государство перестает соответствовать определению «нового рынка».[26]

Государства-члены ЕС могут обратиться к Комиссии с просьбой о временном изъятии из вышеупомянутых положений Директивы в том случае, (a) если их выполнение вызовет существенные проблемы на ограниченной части ее территории, и (b) для стимулирования инвестиций (ст. 26.3, 26.4 и 26.5). При предоставлении такого изъятия Комиссия учитывает следующие критерии:

· необходимость инвестиций в инфраструктуру, которую было бы экономически нецелесообразно эксплуатировать в условиях нормального конкурентного рынка;

· объем и перспективы окупаемости необходимых инвестиций;

· масштабы и степень развития газовой системы на данной территории;

· перспективы данного газового рынка;

· размеры и особенности данной территории;

· ее социально-демографические факторы.

Такое изъятие может предоставляться при следующих условиях:

(a) если на данной территории нет газовой инфраструктуры

(b) если газовая инфраструктура создана там менее десяти лет назад

(c) его действие не может превышать 10 лет с момента первой поставки газа на эту территорию.

В своем Заявлении 95/98 Комиссия выражает намерение применять вышеприведенные критерии при решении о предоставлении изъятия ограниченно, избегая чрезмерного увеличения числа таких изъятий. Кроме того, по мнению Комиссии, нет необходимости предоставлять изъятия по этой причине для стимулирования инвестиций в газораспределительные системы.

Комиссия информирует государства-члены о поступивших заявках на изъятия на этом основании до принятия решения.

Решения Комиссии по заявкам на изъятия на основании трех вышеупомянутых причин публикуются в «Официальном бюллетене Европейских сообществ».

Наконец, в случае внезапного кризиса на энергетическом рынке или возникновения угрозы для физической безопасности людей, техники или установок или угрозы целостности газовой системы, государство-член ЕС имеет право принять необходимые защитные меры (ст.24).

Такие меры (а) должны как можно меньше нарушать функционирование внутреннего рынка и (b) не должны быть шире мер, строго необходимых для устранения внезапно возникших трудностей.

Государство должно незамедлительно уведомить о принятых мерах другие государства-члены ЕС и Комиссию. Комиссия может решить, что принятые меры должны быть изменены или отменены в той мере, в какой они искажают конкуренцию или отрицательно влияют на торговлю, нарушая интересы Сообщества.

2.16. Требования взаимности в межграничной торговле газом

Требование о взаимности поднимается в связи с газовым бизнесом (а также в области электроэнергии) в двух плоскостях: внутри Сообщества и в его внешних связях.

Учитывая, что многие положения по либерализации газового рынка «обкатывались» на Директиве по электроэнергии и что Комиссия пытается еще более синхронизировать процессы создания газового и электроэнергетического рынков, целесообразно более пристально взглянуть на требование взаимности и связанные с ним положения о стандартах окружающей среды и технической безопасности, содержащиеся в Директиве 96/92/ЕС.[27]

Положение о взаимности включено в Директиву по электроэнергии для того, чтобы не допустить несбалансированного доступа на рынок и несправедливой конкуренции в результате различных уровней открытия рынков. В принципе это положение позволяет государству-члену ЕС «А» отказывать определенным категориям своих покупателей в импорте из государства-члена «В», если покупатели такой категории в государстве «В» не имеют свободы выбора поставщика из государства «А». Такой подход позволяет одним государствам-членам ЕС либерализовать свои рынки быстрее, чем это делают другие страны, не подвергая свою электроэнергетику недобросовестной конкуренции со стороны производителей электроэнергии из других стран, сохраняющих защищенные национальные рынки. В принципе, эта проблема исчезнет, как только национальные газовые рынки стран ЕС будут полностью открыты для конкуренции, и объединены, по предложению КЕС, к концу 2004 г. Однако дело не ограничивается отношениями внутри Сообщества. «На основе тех же самых соображений, принцип взаимности должен также применяться к торговым отношениям с определенными государствами – не членами ЕС».[28]

Это требование о взаимности в определенном смысле дополняется возможностью для стран ЕС не допускать импорта экологически «грязной» электроэнергии из стран – не членов ЕС. «Самое главное – предоставление неограниченного доступа к загрязняющим окружающую среду и/или небезопасным электростанциям, вероятно, будет подрывать основу процесса либерализации в ЕС. Действительно, введение конкуренции на рынке электроэнергии в масштабе всего Сообщества предполагает сопоставимые рамочные условия во всех заинтересованных странах, что создаст равные в принципе стартовые условия».[29]

В Директиве по газу эти требования, в силу различий между электроэнергетическим и газовым рынками в ЕС, сформулированы гораздо менее агрессивно. Понятие о взаимности между государствами-членами Сообщества прослеживается в ст. 19 Директивы 98/30/ЕС. Как отмечалось выше, в случае, когда в контракте на покупку газа отказано по причине того, что потенциальный покупатель, являясь квалифицированным покупателем в системе своего государства, не является таковым в системе государства, где он желает приобрести газ, Комиссия может заставить отказывающую сторону осуществить запрашиваемую поставку газа по требованию государства-члена, где размещается квалифицированный покупатель.

Если будет принят проект Комиссии по изменению действующей Директивы по газу, это требование о взаимности режимов в рамках ЕС перестанет действовать с 1 января 2005 г., т.к. предлагается, чтобы к этой дате государства-члены ЕС признали всех потребителей газа в качестве квалифицированных.

Ситуация с требованием взаимности в отношениях с третьими странами в связи с закупками газа менее четкая, чем в области электроэнергии. Однако, несмотря на многие различия между положением со снабжением газом и электроэнергией, развитие событий в области электроэнергии необходимо внимательно отслеживать хотя бы в силу взаимосвязанности (концептуальной и политической) либерализации этих двух энергетических рынков. Тем более, что сама Комиссия признает, что, например, работа по гармонизации нормативно-правовых систем в области электроэнергии имеет прямое отношение к рынку газа.[30]

В ЕС считают, что в либерализованном рынке возникают дополнительные возможности для торговли между компаниями ЕС и поставщиками и покупателями за пределами Сообщества. Однако при этом, по мнению Комиссии, должны быть соглашения между ЕС и третьими странами о взаимном доступе к рынкам и о стандартах в области охраны окружающей среды и технической безопасности с тем, чтобы предупредить возможную угрозу окружающей среде в ЕС, особенно в области электроэнергии. В этой связи рассматривается возможность разработки региональных и двусторонних рамочных соглашений. В случае, если отдельные государства-члены уже имеют соглашения со странами – не членами ЕС, за такими соглашениями необходимо осуществлять надзор с целью обеспечения, чтобы они были совместимыми с целями Сообщества, например, в области ядерной безопасности. Например, Директива по электроэнергии 96/92/ЕС требует, чтобы государства-члены информировали Комиссию об импорте электроэнергии из стран, на которые действие этой Директивы не распространяется.

Замыслы ЕС в отношении введения требования о взаимности в газовый бизнес со странами – не членами Сообщества довольно ясно изложены в уже упомянутом докладе Комиссии.[31] В частности, в нем говорится о том, что открытие газового рынка ЕС не должно быть улицей с односторонним движением. Европейский Союз должен обеспечить, чтобы внешние поставщики газа не получали «односторонних преимуществ» от открытия газового рынка ЕС и чтобы вопрос о взаимности при либерализации рынка и интеграции рынков газа активно рассматривался в рамках переговоров по ГАТС.

Отмечается важность стимулирования выполнения норм рыночного поведения на уровне производства газа и, в частности, конкуренции производителей газа между собой. Комиссия заявляет, что она будет следить за развитием торговли газом с третьими странами и, в случае необходимости, предложит меры по обеспечению взаимности в вопросах открытия рынка и доступа. Одним из вопросов, который анализируется Комиссией совместно с европейскими газовыми компаниям, является роль доступа к международным соединительным узлам газовых систем (интерконнекторам) для стимулирования конкуренции между компаниями-производителями.

В своем программном докладе о завершении внутреннего энергетического рынка КЕС еще раз подчеркивает: «Важным является взаимное открытие рынков производственного и сбытового цикла, основанное на свободной торговле, интеграция рынков ЕС с рынками за пределами ЕС и более тесное и усиленное сотрудничество. В зависимости от развития событий Комиссия может рассмотреть, нужны ли конкретные инициативы для того, чтобы обеспечить внешнюю взаимность».[32]

Эту работу намечается вести на принципах свободного рынка, общей политики конкуренции, двустороннего и регионального сотрудничества, а также на основе норм ВТО и ДЭХ.

2.17. Развитие газовой инфраструктуры ЕС в контексте либерализации газового рынка

Ст. 129b (2) Договора о Европейском Союзе предусматривает развитие трансевропейских энергетических сетей (ТЭС). Основной список приоритетных систем принят в 1996 г. Бюджет программы принимается ежегодно. Средства направляются на финансирование ТЭО и иное финансирование проектов.

Директива по газу повышает свободу в строительстве новых трубопроводов в соответствии с процедурами предоставления разрешения или лицензирования в каждой из стран. Она также содержит положения, согласно которым компании, отказывающие в доступе к своим системам, должны нести ответственность в случае нехватки мощностей. На них также может быть возложено обязательство по мере необходимости наращивать мощности (возможно, страны-члены ЕС примут решение не налагать такое обязательство) при условии экономической эффективности для собственника мощностей или в случае, когда за это желает заплатить потенциальный потребитель.

В соответствии с решениями заседания Евросовета в Стокгольме (23-24 марта 2001 г.) Комиссия представила в декабре 2001 г. пакет документов по новой стратегии ЕС в области энергетической инфраструктуры.[33] Основная цель этих предложений – оптимизировать использование существующей газовой и электроэнергетической инфраструктуры и стимулирование строительства новой инфраструктуры, представляющей интерес для Европы. Комиссия, как это бывало и с другими инициативами, постаралась использовать момент для продвижения идеи об официальном включении энергетических вопросов в компетенцию Союза. «Наши потребности в энергии растут, мы все больше и больше зависим от внешних источников энергии, особенно газа. Наступило время придать энергетической инфраструктуре Союза настоящее европейское измерение».[34]

Комиссия определила пять приоритетных проектов для совершенствования существующей и строительства новых звеньев газовой инфраструктуры и наметила программу действий. В число приоритетных проектов трансъевропейских энергетических сетей, представляющих интерес для Европы, вошли следующие.

· Транспортный коридор Великобритания – Нидерланды – Германия – Россия (газопроводы, соединяющие основные источники газа; совершенствование эксплуатационной совместимости транспортных сетей; повышение безопасности газоснабжения);

· Алжир – Испания – Франция (строительство нового газопровода из Алжира в Испанию и Францию, расширение сетевых мощностей в Испании и Франции);

· Страны Каспиийского региона – Ближний Восток – Европейский Союз (новые газопроводные сети из новых источников в ЕС, включая газопровод Греция – Турция и Италия – Греция);

· Терминалы СПГ во Франции, Испании, Португалии и Италии (диверсификация источников поставок и входных пунктов);

· Подземные газохранилища в Испании, Португалии и Греции (расширение мощностей в Испании и строительство первых хранилищ в Португалии и Греции).

Первым пунктом программы действий в области газа на 2002 г. стоит скорейшее принятие предложенных изменений в действующую Директиву по газу. Среди других мер – предложения о расширении прозрачности газового бизнеса (отвечает за это Европейская ассоциация операторов газовой транспортной системы); предложения по руководящим принципам по управлению перегруженными сетями и тарификации трансграничной транспортировки газа (Совет европейских энергетических регулирующих органов); разработка руководящих принципов по регулирующему контролю и финансовому стимулированию газовой инфраструктуры (Совет европейских энергетических регулирующих органов); принятие Советом и Европарламентом предложений Комиссии по пересмотру руководящих принципов Трансъевропейских энергетических сетей, включая новый список приоритетных проектов, представляющих интерес для Европы, а также повышение потолка возможного совместного финансирования этих проектов Сообществом; ежегодные доклады Комиссии Совету и Европарламенту по вопросам безопасности снабжения и инфраструктуры в газовом и электроэнергетическом секторах; отмена Регламента 736/96 Совета об информации о планируемых инвестициях в области газа, нефти и электроэнергии; доклады Комиссии по проблемам удовлетворения спроса на газ в ЕС и диверсификации газового снабжения, а также по внешней энергетической политике ЕС, включая рекомендации по обеспечению приоритетных для ЕС проектов по снабжению газом; доклад о действиях, необходимых для обеспечения благоприятных коммерческих и финансовых условий для долгосрочных инвестиций в газовую инфраструктуру (Совет европейских энергетических регулирующих органов).

3. Основные результаты выполнения Директивы по газу и перспективы развития газового рынка ЕС

3.1. Общие результаты и тенденции

К Барселонскому заседанию Европейского Совета (март 2002 г.), который, как ожидалось, должен был окончательно зафиксировать новые сроки завершения внутреннего рынка природного газа ЕС и план связанных с этим конкретных мероприятий, государства-члены ЕС пришли со смешанными результатами.

Сохраняется значительная неравномерность в либерализации национальных рынков газа государств-членов ЕС – как по отдельным ее параметрам (форма разделения видов деятельности, режим регулирования доступа третьих сторон, уровень тарифов на транспортировку газа, балансировка газа, препятствия для конкуренции), так и по намечаемым срокам ее завершения.[35]

До сих пор о результатах либерализации рынка газа КЕС чаще говорит либо в общих терминах (например, повышение качества услуг), либо приводя косвенные данные (например, смена квалифицированными покупателями своих поставщиков газа). И хотя некоторое снижение цены на газ в период, например, с августа 2000 г. по октябрь 2001 г. можно объяснить возросшей конкуренцией на рынке, т.к. оно происходило во время высоких цен на нефть, такое толкование дается с осторожностью. Примечательно, что все с большей уверенностью говорится о целесообразности отказа от увязки цены на газ с ценой на нефть.

Другой намечающейся тенденцией можно считать некоторое сближение уровней цен на газ в разных регионах с поправкой на транспортные расходы, пропускную способность сетей и качество газа. Основным препятствием на пути к такому выравниванию является отсутствие сквозных тарифов и разнобой в режимах предоставления доступа третьей стороне к транспортным сетям и газохранилищам.

До сих пор нет прорыва в использовании на практике права ДТС. Без Великобритании, у которой этот показатель составляет 100%, доля газа, продаваемого в ЕС режимом ДТС, в среднем равна всего 7,5%. Основные причины этого – ограничения технического и административного характера, а также приоритет существующих долгосрочных контрактов типа «бери или плати». Таким образом, первый опыт показывает, что, несмотря на либерализацию, большинство компаний на практике все еще не может получить ДТС.

К главным препятствиям для дальнейшего развития конкуренции на газовом рынке ЕС Комиссия относит следующие:

· тарифы на доступ к сети, основанные на расстоянии и резервировании мощностей от пункта принятия до пункта назначения, которые не дают возможности третьим сторонам менять своих поставщиков газа или покупателей без необходимости повышения издержек;

· высокие сетевые тарифы, которые препятствуют конкуренции тем, что мешают доступу третьих сторон, и могут обеспечить доход, который будет использоваться для перекрестного субсидирования аффилированных компаний на конкурентном рынке;

· концентрация производства и/или импорта газа в руках одной или двух компаний, что часто значительно затрудняет новым игрокам на рынке оптовые покупки газа на приемлемых условиях;

· нерыночные режимы балансировки, не отражающие понесенные издержки;

· незначительное разделение видов деятельности, что может скрывать дискриминационные цены и вести к перекрестному субсидированию;

· тарифы и условия доступа третьих сторон часто не одобряются в предварительном порядке регулирующими органами, что может создавать неопределенность и вести к длительным и дорогостоящим спорам.

В дополнение к препятствиям на пути конкуренции в рамках самих государств-членов ЕС Комиссия обращает внимание на некоторые барьеры для трансграничных операций с газом между ними. Речь, прежде всего, идет о следующем:

· недостаточная пропускная способность магистральных сетей во многих пунктах для того, чтобы обеспечить все потенциальные потоки газа;

· несовершенство методов определения сборов за трансграничные операции и распределения транспортных мощностей;

· отсутствие прозрачной и отражающей затраты системы торговли газом между странами;

· отсутствие простой гармонизированной методики установления тарифов на дальнюю трансграничную транспортировку;

· отсутствие прозрачности в отношении наличия транспортных мощностей между странами;

· отсутствие правил типа «используй или потеряешь» в отношении долгосрочного резервирования транспортных мощностей.[36]

В итоге складывается ситуация, когда разнобой в темпах и последовательности выполнения положений Директивы по газу среди государств-членов ЕС усиливает искажения конкуренции, особенно в области трансграничной торговли.

Вопреки ожиданиям, Европейский Совет на своем заседании в Барселоне не сумел принять окончательное решение по новым, ускоренным срокам завершения формирования единого внутреннего энергетического рынка. Совет призвал Комиссию Европейских Сообществ обновлять свой доклад о реальном открытии рынков электроэнергии и газа и представлять его ежегодно весеннему заседанию Совета.

Председательствующая страна (Испания), подводя итоги Барселонского заседания Совета Европейского Союза, заключила, что энергетический сектор настоятельно нуждается в новых реформаторских мерах. При этом «стратегия либерализации должна различать между двумя разными аспектами: взаимным подсоединением и действительной либерализацией. Эта стратегия либерализации должна также принимать во внимание, что … сетевые отрасли должны выполнять задачу удовлетворения интересы общего значения. В этом отношении ключевым является правильно спланированное регулирование».

В частности, Барселонский Совет[37] настоятельно призвал «Совет министров и Европейский парламент принять как можно раньше в 2002 г. находящиеся на рассмотрении предложения по окончательной стадии открытия рынка электроэнергии и газа, включая:

· начиная с 2004 г. свободу выбора поставщика электроэнергии и газа для всех не бытовых потребителей. Это будет соответствовать, по меньшей мере, 60% общего объема рынка;

· с учетом опыта и до заседания Европейского Совета весной 2003 г. – решение о дальнейших мерах, принимая во внимание определение обязательств по услугам общественного характера, безопасности поставок и, особенно, защиту отдаленных территорий и наиболее уязвимых групп населения;

· отделение транспортировки (передачи) и распределения от производства и снабжения;

· недискриминационный доступ потребителей и производителей к сетям на основе прозрачных и опубликованных тарифов;

· установление в каждом государстве-члене регулирующей функции в пределах соответствующих регулирующих рамок – с целью обеспечения, в частности, эффективного контроля над условиями по установлению тарифов.

В Заключениях Барселонского заседания Совета Европейского Союза содержится призыв активно рассмотреть меры, содержащиеся в пакете предложений, подготовленном Комиссией 20 декабря 2001 г., включая предложения по развитию проектов в области инфраструктуры и изменения систем финансирования Трансъевропейских сетей, с учетом бюджетных ограничений. Конкретно Евросовет призвал принять до декабря 2002 года поправки к Руководящим принципам и приложенным к ним финансовым правилам трансъевропейских энергетических сетей.

Евросовет решил также «согласовать на весеннем заседании 2003 г. четкое расписание целей взаимного физического подключения сетей государств-членов для того, чтобы осуществить материальное продвижение к единому рынку и установить соответствующие рамочные условия для того, чтобы обеспечить развитие необходимой инфраструктуры. Финансовые потребности должны быть удовлетворены, в основном, заинтересованными предприятиями».

Кроме того, Европейский Совет поддержал намерение Комиссии представить доклад о безопасности поставок, основанный на результатах обсуждений в связи с подготовленной Комиссией «Зеленой книгой» о безопасности энергетических поставок. Он также предложил Комиссии и Совету министров проанализировать на весеннем заседании Евросовета весной 2006 г. функционирование европейского внутреннего энергетического рынка в целом, в частности, степень воплощения рамочных условий регулирования на уровне Сообщества в национальном законодательстве государств-членов, а также его влияние на защиту потребителей, инвестиций в инфраструктуру, эффективную интеграцию рынков и взаимное подключение, конкуренцию и окружающую среду.

3.2. Обзор результатов либерализации по странам

Основные характеристики построения рынка газа на территории ЕС к 2002 г. отражены в таблице 3.2.1.

Таблица 3.2.1. Характеристики построения общего рынка газа в ЕС по странам.

Страна

Заявленный уровень открытости в 2000 г., %

Год

полного открытия

Разде-ление опера-торов сетей

Режим регули-рования ДТС

Уровень тарифов на передачу

Балансировка штрафы / почасовая

Препят

ствия к конку

ренции (в порядке значимости)

Австрия

49

2001

С

переговорный

средний

да

нет

Т, К

Бельгия

59

2005

Ю

предварительный

средний

да

да

Б, К, Т

Дания

30

не уст.

Ю

по запросу сторон

средний

нет

да

Т, Б

Франция

20

не уст.

С

предварительный

средний

да

нет

Т, Р, Б, М, К

Германия

100

2000

С

переговорный

средний

да

да

Р,Т,Б

Ирландия

75

2005

М

предварительный

средний

нет

нет

Р,Т,Б

Италия

65

2003

Ю

предварительный

средний

нет

нет

К

Люксембург

51

2007

С

предварительный

средний

нет

нет

 

Нидерланды

45

2004

С

гибридный

низкий

да

да

Р

Испания

72

2003

Ю

предварительный

высокий

нет

н/с

К, Р

Швеция

47

2006

С

по запросу сторон

высокий

нет

н/с

Р, Н, М

Велико-британия

100

1998

полное

предварительный

низкий

нет

нет

Пропуск

ная

способ

ность трубопроводов

Источник: [4]

Обозначения: С – разделение счетов; Ю – разделение юридических лиц; М – менеджмент.

Р – малые возможности регулятора / задержка рассмотрения запросов; Н – недостаточное разделение бизнеса; Т – структура/уровень тарифов; Б – режимы балансировки/ хранения; М – высокая степень концентрации; К – вопросы трансграничной торговли.

Из данных таблицы 3.2.1. видна большая неравномерность в продвижении либерализации в разных странах ЕС.

Имеется снижение оптовых цен на природный газ в 1999 – 2001 гг. в ряде регионов Германии и Австрии, а также севера Франции, вызванное влиянием возможности переключения или реального переключения потребителей от поставщиков. В то же время, в 2001 г. и первой половине 2002 г. наблюдалось общее повышение цен и повышение цен в розничном секторе из-за повышения цен на нефть и расширения потребления генераторами электроэнергии. Динамика цен в европейском регионе в 1999-2001 гг. продемонстрировала тенденции роста: 58,92 долл./тыс. куб. м в 1999 г., 106,77 долл./тыс. куб. м в 2000 г. и 112,29 долл./тыс. куб. м в 2001 г. Это соответствовало росту цен на нефть. В то же время повышение цен в сентябре 2001 г. закончилось и поквартальная динамика демонстрирует снижение цен (с 121,15 долл./тыс. куб. м до 95,70 долл./тыс. куб. м в октябре-декабре 2000 и 2001 г., соответственно), что частично связано с климатическими условиями, но в основном является последствием снижения цен на нефть.

Существует тесная связь между характеристиками рынка газа, указанными в предыдущем разделе, и конкретными результатами либерализации, что видно из данных Таблицы 3.2.2.

Табл. 3.2.2. Результаты воздействия конкуренции на европейском рынке газа к июлю 2001 г.

 

Смена поставщиков, % от спроса, оценка

Средневзвешенные цены для конечных потребителей на июль 2001 г., евро/МВтч

 

крупные потребители

крупные

потребители

домохозяйства

Австрия

< 5

22

н/с

Бельгия

< 5

21

39

Дания

нет

19

40

Франция

10-20

19

41

Германия

<5

27

43

Ирландия

20-30

21

32

Италия

10-20

25

46

Люксембург

нет

30

34

Нидерланды

> 30

24

29

Испания

5 -10

20

48

Швеция

< 5

24

43

Великобритания

около 90

20

30

Источник: [4]

Из данных этой таблицы видно также, что в настоящее время в большинстве стран ЕС достигнут только низкий уровень реальной либерализации рынка.

Снижение цен на газ для конечных потребителей сложно поддается конкретной оценке. Основным вопросом является, насколько реально окажутся развязаны цены на газ и нефть в результате либерализации, а цены поставщиков будут приближены к долгосрочным маржинальным ценам, которые, в свою очередь, определяются межтопливной конкуренцией долгосрочного характера и общей структурой ТЭБ регионов.

На сегодняшний день, корреляция между ценами газа и нефти остается еще значительной в регионе ОЭСР, включая даже США (не ниже 0,9). Тем не менее, четко зафиксировано снижение цен на газ для конкретных потребителей, которое явилось результатом либерализации (см. Таблицу 3.2.3.).

Таблица 3.2.3. Факты снижения цен из-за переключений/возможности переключений в ЕС.

  Вследствие переключений В целях удержания покупателяот смены поставщика
Австрия

да

недостаточно данных

Бельгия

да

нет

Франция

да

да

Германия

да

да

Италия

нет

нет

Нидерланды

да

да

Испания

да

да

Источник: [4]

В большинстве случаев снижение цены было небольшим. В то же время, поскольку оно происходило во время действия высоких цен на нефть (август 2000-октябрь 2001 г.), оно вряд ли могло быть вызвано чем-либо, кроме конкуренции.

Наиболее существенным примером можно считать снижение общих цен на рынке Германии, прежде всего в результате предложения «Вингазом» цены в среднем меньше на 20%, чем у конкурентов. Рынок Германии представляет в настоящее время поле серьезной конкурентной борьбы. Одновременно, на нем наиболее четко проявляются противоречия, связанные с косвенным использованием монопольного положения «Рургаза» и некоторых других участников рынка, а также недостатки режима ДТС в Германии и антимонопольного регулирования.

Смена поведения основных поставщиков газа наблюдается в странах с разной долей открытости рынка и направлена, прежде всего, на препятствование появлению новых конкурентов на рынке, что видно из Таблицы 3.2.4.

Таблица 3.2.4. Поведение доминирующих газоснабжающих организаций на национальных рынках.

Бельгия Дистригаз – снижение цен в целях удержания ряда покупателей (конкурентная борьба газа из России, Германии, Норвегии и Нидерландов)
Франция Газ де Франс – снижение цен для некоторых покупателей в Северной Франции (конкурентное давление газа из Нидерландов, Германии по «втулкам» Бенилюкса)
Германия Рургаз – снижение цен до 10% для ряда покупателей (конкурентная борьба с «Вингазом» и некоторыми другими компаниями)

Источник: [4]

Количественная оценка снижения цен весьма сложна в силу вышеперечисленных факторов. Тем не менее можно считать, что в настоящее время результаты либерализации значительно не сказываются на ценах, за исключением отдельных рынков.

Можно отметить некоторую конвергенцию цен газа между регионами с учетом естественных границ областей, транспортных затрат, пропускной способности сетей и качества газа. Усиление выравнивания возможно только при переходе на универсальный ДТС, установлении сквозных тарифов, и ДТС на мощности ПХГ, что точно не будет сделано до 2010 г. из-за существующих противоречий стран.

Более 14 крупных компаний начали конкуренцию на территории более чем одной страны, причем компании, не владеющие запасами или контрактами на долгосрочные импортные поставки газа, также начинают конкурировать на принципах ДТС. Ряд компаний вступили в договорные отношения ДТС, которые еще не начали действовать. Объем ДТС, основываясь на этих сделках, будет в перспективе возрастать.

Успехи в получении ДТС в настоящее время большинством новых компаний незначительны из-за ограничений в основном технического и административного характера, а также из-за приоритета долгосрочных контрактов «бери или плати», что в особенности касается стран с переговорным режимом ДТС. Анализ показывает, что в настоящее время около 30% газа торгуется путем ДТС, с учетом Великобритании со 100% ДТС, что составляет 41% от открытой доли рынка. Однако без учета Великобритании этот показатель составил только 7,5%. С августа 2000 г. уровень ДТС возрос на 2,2 %, что составляет 3,1% от открытой доли рынка, при этом ДТС, связанный с результатами либерализации с уровня января 1999 г., возрос на 4,7% или 7,6% конкурентной доли рынка.

Построение общего рынка требует дальнейшей унификации законодательства стран ЕС в целях получения регулируемого ДТС к транспортным мощностям и, по меньшей мере, гармонизированного переговорного ДТС к мощностям хранения газа.

Важно также развитие торговли газом в местах с большими возможностями пропускной способности и соответствующих торговых площадок и новых видов договоров по торговле газом.

Доля рынка, вход на который осуществлен путем обмена участием и сооружения конкурирующих трубопроводов, включая «Вингаз», оценивается в 3% [1, 4].

Имеется также ряд результатов либерализации, связанных с режимом торговли СПГ, а также хранения природного газа, прежде всего в области регулирования. В частности, наблюдается увеличение инвестиционной активности, прежде всего в сооружении ИХГ, связанное со снижением барьеров на вход на рынки.

В результате либерализации производителями также было предложено несколько новых видов товаров и услуг, в первую очередь таких, которые необходимы для балансировки при транспорте газа.

Структура рынка к сегодняшнему моменту значительно не изменилась, хотя были сформирован ряд альянсов производителей, потребителей газа, или между ними.

Анализ по странам ([4]) показывает, что основным способом корпоративной борьбы в регионах с открытыми рынками по-прежнему являются слияния и поглощения и горизонтальная интеграция, что особенно четко прослеживается на примере Германии.

В целом в европейском регионе количество независимых производителей газа сократилось к 2001 г. на 3 крупных компании. Данный процесс, несмотря на то, что он напрямую не связан с либерализацией, оказывает значительное влияние на структуру рынка и формирует конкретные предпосылки его дальнейшего развития с сохранением высокой доли крупных участников, имеющих экономию на масштабе.

В торговле газом можно отметить несколько важных участков будущей торговли газом: это действующий Интерконнектор (Зеебрюгге в Бельгии), Бунде и Лампертейн, Германия. Кроме того, в странах ЕС созданы или планируются к созданию торговые площадки по торговле газом с контрактами на основе день или несколько дней вперед, торговлей по балансировке и срочными производными контрактами.

3.3. Препятствия к дальнейшей либерализации рынка природного газа на территории ЕС

К числу наиболее общих препятствий относятся: Тарифы в большинстве стран основаны на расстоянии и резервировании мощностей между пунктами учета, что препятствует смене третьими сторонами поставщиков и покупателей вследствие высокой стоимости.

· Высокий уровень тарифов, обуславливающий наличие барьера на пути развития конкуренции из-за плохих условий ДТС и формирования возможностей перекрестного субсидирования аффилированных компаний.

· Концентрация производства/импорта газа 1-2 компаниями, что препятствует приобретению газа на разумных условиях на оптовом рынке потенциальными участниками.

· Режимы балансировки являются нерыночными, не всегда четкими и отражающими уровень затрат.

· Степень разделения различных видов бизнеса является недостаточной, что создает предпосылки к сокрытию возможных дискриминационных мер, связанных с тарифами и также ведет к перекрестному субсидированию.

· Тарифы и условия ДТС часто не подлежат предварительному одобрению регуляторами, что может приводить к неопределенностям и возникновению дорогостоящих и затратных по времени споров, если не имеется разделения бизнеса по собственности.

В трансграничной торговле имеются следующие препятствия к конкуренции:

· недостаточная пропускная способность магистральных газовых сетей;

· малые усилия для организации прозрачной и отражающей затраты системы торговли газом между странами;

· отсутствие простой гармонизированной по странам методики установления тарифов для дальней межграничной транспортировки;

· отсутствие прозрачности информации о наличии свободных трансграничных мощностей;

· отсутствие правил типа «используй или свободны» для долгосрочного резервирования мощностей.

Например, дискриминационные меры ярко проявляются на рынке Германии, где общеизвестные препятствия ДТС и получению газа по разумным ценам связаны с конкурентной борьбой основных продавцов газа и практикой выполнения соглашения владельцев мощностей о регулировании доступа к магистральному трубопроводному транспорту. Тем не менее, по некоторым регионам уровень ДТС достигает 11%, а некоторые крупные компании, среди которых Trianel, Enron, Distrigaz, Natgas, Snam, усилили свое влияние на рынке, еще несколько зарубежных компаний готовится к входу на рынок, а орган регулирования Картельамт возбудил ряд дел по вопросам дискриминации тарифов и случаям отказа в ДТС.

Основными барьерами по доступу на рынки являются следующие:

· отсутствие режима регулирования, благоприятного для развития конкуренции;

· малая степень разделение бизнеса по видам деятельности основных игроков и соответствующее установление равных условий

· плохие условия доступа к газовым сетям.

Трудности по получению доступа к источникам природного газа также могут рассматриваться как входной барьер. В то время как поиск источников газа является вопросом для существующих участников рынка, он очевидно является проблемой и для новых участников рынка, причем они не могут обратиться к регулирующим органам с целью его решения. Несмотря на то, что данный вопрос не связан с либерализацией, исследования [1] показывают, что возможен только небольшой прогресс в реальном развитии конкуренции, если не предпринять серьезных шагов по расширению поставок газа на европейский рынок.

Другим важным барьером на пути установления конкуренции всюду является вертикальная интеграция, к двум типам которой относятся:

· аффилированность производителей и покупателей газа;

· аффилированность основных покупателей газа и распределительных компаний.

Необходима еще очень значительная работа, чтобы достигнуть действительно недискриминационного режима доступа на рынки во всех странах-членах ЕС.

Первым требованием явилась адаптация законодательства стран-членов ЕС на основании положений Директивы 98/30/ЕС по газу и их выполнение. Во большинстве стран необходимо еще сформировать или усовершенствовать многие элементы нормативно-правовой базы, в форме решений исполнительных органов и регуляторов (см. Таблицу 3.3.1).

Таблица 3.3.1 Основные решения по регулированию и степени открытости рынка, принятые странами-членами ЕС (с августа 2000 г.).

 

степень открытости рынка, %

квалифицированные потребители, млн. куб. м. / год

Публикация условий доступа

Регулирую

щий орган

Австрия

50

25

да

министерство

Бельгия

47

25

индикативные

да

Великобритания

100

0

да

да

Германия

100

0

основные условия

нет (Kartellamt рассматривает нарушения)

Греция

0

 

 

да

Дания

30

25

да

энергосовет

Ирландия

75

2

да

да

Испания

72

3

максимальные тарифы

да

Италия

65

0,2

да

да

Люксембург

51

15

да

да

Нидерланды

45

10

индикативные

да

Португалия

0

 

 

да

Финляндия

90

отклонила

да

да

Франция

20

25

основные условия

да

Швеция

47

25

в процессе согласования

Энергетичес

кая администра

ция

Источник: [1]

Нужно отметить, что сложное и запутанное регулирование в значительно большей степени препятствует проникновению на рынок новых игроков, чем тревожит старых. На практике требования, которые призваны сформировать одинаковые условия для конкуренции могут выглядеть по иному.

Разделение основных компаний газового рынка. Существенным разделом Директивы 98/30/ЕС является требование к газовым компаниям разделить виды деятельности, по крайней мере, путем ведения раздельных счетов. В большинстве стран был выбран путь разделения счетов. Полное разделение было проведено в Великобритании. В Италии также существуют положения закона, которые требуют юридического разделения видов бизнеса, возможно в составе холдинга. Положение по отдельным странам ЕС отражено в Таблице 3.3.2.

Таблица 3.3.2 Разделение по видам деятельности (на август 2000 г.).

Австрия Разделение счетов и организационное
Бельгия Разделение счетов. Физическое разделение транспорта и торговли (в процессе). Внутренний кодекс поведения.
Великобритания Полное разделение по собственности. Ограничения на перекрестное владение активами транспортных и торговых компаний.
Германия Разделение счетов
Греция н/д
Дания Разделение счетов
Ирландия Транспортировка осуществляется независимыми подразделениями компаний. Кодекс операций.
Испания Разделение счетов и организационное разделение
Италия Юридическое разделение бизнесов, возможно в составе холдинга.
Люксембург Разделение счетов
Нидерланды Разделение счетов и организационное разделение. Практически решен вопрос о будущем разделении по собственности, но требование еще не вступило в силу (январь 2002 года)
Португалия н/д
Финляндия Разделение счетов
Франция Разделение счетов и организационное разделение подразделений по транспорту и сбыту GdF. Кодекс по конфиденциальности информации
Швеция Разделение счетов

Источник: [1]

Некоторые участники рынка выразили беспокойство по поводу плохого разделения и обмена конфиденциальной информацией (опрос, приведенный в [1]). Проект Директивы, дополняющей Директивы по газу и электричеству и Директивы по транзиту требует, чтобы оператор транспортной системы был разделен в юридическом отношении, а также организации и функциям принятия решений.

Дискриминация и злоупотребление квазимонопольным положением. Опрос [1] показал, что многие участники рынка газа испытали или испытывают, как они считают, дискриминацию или злоупотребление монопольным положением со стороны основных газотранспортных компаний. Дискриминация выражается в скрытых преференциях своим коммерческим подразделениям за счет ограничения или непредоставления ДТС. Наиболее серьезно такие обвинения были выражены в странах, в которых наиболее слабые требования к разделению видов деятельности и/или регулированию. Наиболее распространенным мнением среди респондентов было, что только полное разделение и открытый доступ, а не ДТС, сможет решить проблему дискриминации. В настоящее время открытый доступ существует в Великобритании и постепенно вводится в Италии и связан с юридическим разделением видов бизнеса. Например, в Великобритании компания Lattice (владеет компанией Transco) не осуществляет торговли газом. В настоящее время итальянская газотранспортная компания является филиалом ENI, но предполагается, что концерн продаст ее.

Доступ к новым источникам газа. Ранее было отмечено, что сложности с получением доступа к новым источникам газа составляет серьезное препятствие для развития подлинной конкуренции на газовом рынке. В Великобритании в качестве частичного решения этой проблемы регулятор потребовал от «Бритиш газ» продавать объемы газа на сторону по контрактам примерно 3-летней продолжительностью. В то же время, хотя это решение было полезным, впоследствии оказалось, что немалая часть проданного газа была куплена для генерации электрической энергии и часто теми компаниями, которые собирались стать газотрейдерами. Испания также рассматривает похожий вариант, и вероятно, что подобные шаги в более широком масштабе могли бы подтолкнуть развитие конкуренции.

Появление новых участников на рынке. Существенным индикатором прогресса в установлении конкуренции является появление новых компаний, которые делают попытку проникнуть на рынок (см. Таблицу 3.3.3.). Исследование ([1]) выявило три основных типа потенциальных участников рынка:

· национальные компании одной страны, которые развивают операции на территории других, прежде всего, соседних стран;

· производители, желающие организовать прямые продажи газа;

· газотрейдинговые компании. Они включают в себя торговые подразделения крупных американских компаний, таких как Enron[38], а также филиалы европейских электрических компаний и классических трейдеров без какой-либо базы в виде реальных активов.

· Среди этих новых участников, в свою очередь, можно выделить следующие типы:

· крупные игроки, которые хотят продавать крупные объемы газа на одном или двух рынках;

· более мелкие организации, которые желают организовать небольшой по объему сбыт в одной стране (обычно там, где они зарегистрированы).

Таблица 3.3.3 Анализ числа новых и потенциальных участников рынка на территории ЕС к середине 2001 г.

 

Крупные

Меньшие

Заграничные операции крупных национальных компаний

4

2

Производители

4

1

Перепродавцы-трейдеры

5

>10

Источник: [1]

Те же исследования выявили, что только три трейдера в Европе имеют достаточно большие портфели газа для того, чтобы предпринять серьезные шаги на газовом рынке. В связи с этим ясно, что большинство новых игроков на рынке являются существующими крупными газовыми компаниями, которые могут распоряжаться газом напрямую или путем обмена крупными объемами газа. Вход на рынок означает для них просто расширение операций на другие страны. Несмотря на то, что объемы входа новых участников рынка по сравнению с ними весьма невелики, подобное поведение крупных компаний является основным двигателем конкуренции и может привести к снижению цен и улучшению условий обслуживания потребителей. Вопрос соотношения конкуренции при экономии на масштабе производства, которая характерна для крупных производителей газа, и конкуренции многих производителей с большей ценой, весьма актуален. Конкуренция крупных производителей газа, приводит, чаще всего, к установлению в среднем по рынку более низкого уровня цен, чем в случае конкуренции многих производителей с небольшими объемами газа. В то же время, в отдельных регионах присутствие крупного производителя делает для меньших производителей конкуренцию с ним весьма часто невыгодной даже при строгом обеспечении ДТС.

В настоящее время имеется около шести основных игроков на рынке с объемами продаж свыше 10 млрд. куб. м. (в некоторых случаях до 50 млрд. куб. м.). Реально они перераспределяют газовые портфели, которые были первоначально предназначены для их собственной страны. В случае, когда новые игроки входят на их национальный рынок, это высвобождает объемы их газа, которые они могут сами продавать на зарубежных рынках.

Существует много крупных финансово устойчивых компаний, которые потенциально располагают богатыми возможностями для перепродажи газа. В основном это электроэнергетические компании. В целях увеличения разнообразия энергоснабжающих организаций и, следовательно, предлагаемых ими продуктов (в особенности сочетающих снабжение электроэнергией и газом) необходимы меры по обеспечению возможностей входа для них на газовый рынок. Вопрос о том, следует ли увеличить портфели газа указанных электроэнергетических и аналогичных компаний путем создания благоприятных условий для продажи им газа крупными добывающим компаниями, и следует ли это делать административным путем, является вопросом регулирования. Например, в Италии SNAM продавало газ конкурентам, но не в рамках программы «высвобождения объемов газа», как это было в Великобритании.

Вход на рынок путем приобретения долей участия (приобретение компании, которая имеет газовый бизнес, в особенности на зарубежном рынке) является достаточно распространенным способом проникновения на газовый рынок (см. Таблицу 3.3.4.).

Таблица 3.3.4 Некоторые примеры зарубежных приобретений газовых компаний в ЕС.

Великобритания Несколько компаний из США и Канады и GdF приобрели доли в некоторых распределительных компаниях, включая обслуживающие Лондон
Германия

Скандинавские компании с государственным участием приобрели долю участия в энергетических и распределительных компаниях HEW и Wesertal Ems

GdF приобрела долю в крупных диверсифицированных компаниях EnBW и GASAG

Испания Интересы GdF в нефтегазовой компании Iberdrola
Нидерланды Несколько слияний с зарубежными энергетическими компаниями, включая английские

Источник: [1]

В ряде стран, в особенности в Нидерландах, Германии, Испании имеется значительный успех новых участников при доступе на рынок. В то же время в данных странах есть ряд компаний, которые не смогли благополучно войти на новый рынок. Например, в Италии лишь единственный участник успешно преодолел барьер входа на рынок.

Имеется ряд сложностей при входе на рынок в Бельгии и Австрии. В Дании, Швеции, Финляндии и Люксембурге попыток входа на рынок на июль 2001 г. сделано не было.

Основными причинами, не связанными с правилами регулирования, по которым новому участнику не удалось войти на рынок, являются:

· отсутствие достаточных запасов газа и невозможность убедить покупателей в надежности поставок;

· невозможность конкурировать по цене с учетом даже разумных условий ДТС.

Опыт по доступу к газовым сетям

Условия доступа к сетям к сетям являются основными для обеспечения конкуренции и формирования развитого рынка. Они обычно включают:

· уровень тарифа и его вид (связан с расстоянием или нет);

· требование дневной / часовой балансировки;

· минимальный / максимальный срок контракта;

· наличие или отсутствие твердых гарантий транспортировки;

· наличие или отсутствие доступа к хранилищам / другого гибкого механизма.

Вопрос пропускной способности сетей, как предполагается, был основным в Германии при отказе в ДТС. Многие возможные участники рынка в Германии были шокированы обращением транспортных компаний. Запросы обрабатывались очень медленно, а причины полученных отказов не были четко сформулированы. В других странах также отмечалось определенное количество отказов без серьезного обоснования. Напротив, операторы сетей отмечали, что подавляющее большинство запросов не содержало реального интереса.

В связи с этим, предлагается простое, но в то же время радикальное решение проблем предполагаемой ограниченности пропускной способности. Оно состоит в требовании сообщать полную пропускную способность критических точек сети (в режиме стандартной и пиковой нагрузки). Затем необходима публикация информация о коммерческой пропускной способности, зарезервированной всеми пользователями, включая сбытовую организацию транспортной компании (если таковая есть). Предполагается, что не будет особых сложностей для публикации указанной информации, так как транспортная компания, как предполагается, обслуживает всех участников на равной основе.

Анализ показывает, что, несмотря на значительные усилия правительственных органов, большинство компаний не могут получить ДТС с разумными тарифными условиями, четким переговорным процессом и другими условиями типа балансировки (см. Таблицу 3.3.5).

Таблица 3.3.5. Оценки опыта по ДТС в различных странах ЕС (на март 2001 г.).

 

Австрия

Бельгия

Велико-брита-ния

Германия

Ирландия

Испания

Италия

Нидерланды

Франция

ДТС

2

1

4

1

2

2

2

3

1

Благоприятность режимов балансировки

2

1

4

1

3

2

2

1

2

Доступ к ПХГ и ИХГ

2

2

4

2

2

2

2

2

 

Источник: [1]

Примечание: шкала оценок от 1 до 4. 1 означает «основное препятствие или сильно критикуется операторами», а 4 – благоприятный, хотя не обязательно совершенный режим.

Опыт переговоров показывает, что условия доступа еще не публикуются полностью, уровень тарифов весьма высокий, и операторы транспортных сетей (ОТС) не идут с готовностью на сотрудничество.

В этом отношении заслуживают внимания два основных вопроса:

· необходимо требование предоставления доказательств операторами неустранимых системных ограничений. Случай Германии показывает, что, по меньшей мере в ряде случаев приводимые причины отказа в доступе выглядели неправдоподобно и иногда не были сформулированы в письменной форме. Отсутствие административной ответственности за подобного рода действия и малые полномочия регулирующего органа способствуют таким действиям;

· важно установление большей гибкости в продолжительности договоров. Принятый 12-месячный контракт – слишком жесткое ограничение в условиях конкуренции. При этом следует принять во внимание, что существуют различные условия для внутренних и внешних контрактов в случаях, когда транспортная компания и сбытовое подразделение газовой компании так или иначе являются аффилированными структурами, что может привести к дискриминационным мерам.

Влияние принципа взаимности имеет определенное значение не только для стран с меньшей долей открытости рынка, но и для крупнейших рынков газа (Франция, Германия и Италия), где оно, однако, заметно меньше. Германия планирует отказаться от требования взаимности для газового рынка, что она уже сделала де-факто.

Таблица 3.3.6. Опыт практических переговоров с ОТС в некоторых странах.
Австрия

ДТС ограничен вследствие ограничений пропускной способности и установленного приоритета долгосрочных контрактов.

Имеются задержки при рассмотрении запросов.

Споры по вопросам условий при поставках несколькими операторами. Невозможность получения транзита в Италию.

Бельгия Сложности при получении транзита в Германию. Предположительные случаи дискриминационных мер и распространения конфиденциальной коммерческой информации.
Дания Нет серьезных попыток проникновения на рынок
Франция Тарифы опубликованные на добровольной основе понятные и прозрачные, но реально новые участники могут торговать только в одном пункте (Таньер) вследствие недостаточной пропускной способности
Германия Негибкая и длительная бюрократическая система рассмотрения заявок. Отсутствие конкретной информации о доступных мощностях и узких местах сети.
Италия Временные правила страдают непрозрачностью. Нет достаточной пропускной способности на границах. ДТС практически невозможен в таких местах как Тарвизио (граница с Австрией) и СПГ терминал в Панигаллии.
Нидерланды Существуют предположительно некоторые антиконкурентные условия. Газ из-за рубежа может поступать только в две входные точки. В то же время очевиден успех по входу на рынок крупных игроков.
Испания Сложности для импорта – отсутствие мощностей на входе. Режим ДТС еще полностью не разработан. Одновременно, доступ был предоставлен 4 новым компаниям на рынке.
Великобритания Либерализованный режим. Стандартные условия контрактов. Запросы всех компаний рассматриваются равным образом.

Источник: [1]

Вопрос справедливой тарификации ДТС и связанных с ним условий является наиболее существенным. Основными проблемами в этом отношении являются следующие:

· не отражающий затрат высокий уровень тарифов. В одном случае компания, запрашивавшая ДТС, подсчитала, что при предлагаемом уровне тарифов транспортная компания могла бы каждые 2 года перестраивать трубопровод.

· сложность определения тарифов;

· вопрос наличия зависимости от диаметра (пропускной способности) и расстояния;

· предоставление обратной мощности;

· необоснованные штрафы по режимам балансировки и отсутствие доступа к ПХГ/ИХГ;

· многочисленные промежуточные договора с разными тарифами, т.н. «панкейкинг».

В большинстве стран структура тарифов на транспорт и распределение одновременно с отсутствием доступа к балансировке и хранению не позволяет потенциальным участникам рынка делать конкурентоспособные по цене и другим условиям предложения покупателям (см. Таблицу 3.3.7.). Таким образом, для установления общего европейского рынка газа необходимо внедрение универсальной структуры тарифов и стандартных условий доступа к сетям. Поскольку одновременно надо решить задачу инвестиционной привлекательности транспортных компаний, эта задача является очень сложной и требует времени для полного решения внутри ЕС.

Таблица 3.3.7. Отзывы операторов о структуре и уровне тарифов на ДТС по состоянию на июль 2001 г.

Австрия Тарифы и условия были опубликованы только в начале 2001 г. Нет комментариев от трейдеров.
Бельгия Были опубликованы только индикативные тарифы. Трейдеры считают, что система «от пункта к пункту» не подходит для транзитной страны.
Дания Запретительный уровень тарифов, при этом они весьма сложны по структуре.
Франция Зависят от расстояния. Поскольку имеется только одна точка входа, то стоимость входа слишком высока для новых игроков.
Германия Процедура ДТС и система платежей очень сложные. Тариф зависит от диаметра и расстояния. Никакой компенсации за реверсивные потоки газа. Высокий уровень тарифов и «панкейкинг».
Италия Универсальная тарифная система (октябрь 2001 г.). В то же время ситуация общего характера с отсутствием входных мощностей не изменилась. Имеется ограниченное число спот контрактов.
Нидерланды Нет различия между внутренними и транзитными поставками. Gasuniе, как предполагается, применяет различный уровень тарифов для собственных клиентов и новых участников рынка. Тарифы основаны на точке входа и расстоянии, что мало подходит для новых участников.
Испания Имеются две тарифные системы – для малых объемов, которая зависит от расстояния, и для больших объемов, которая является унифицированной.
Великобритания Система сильно регулируется. Основой назначения тарифов является уровень рентабельности по базе вмененной стоимости активов. Очевидно, что такая система должна являться основой для европейской системы.

Источник: [1]

 

Таблица 3.3.8. Структура тарифов на передачу в ЕС по состоянию на июль 2001 г.

 

Фиксированный сбор, %

Завися-щий от емкости, %

Зависящий от потока,%

Минимальный контрактный период

Вид

Оценка общей стоимости транспорта, евро/МВтч

Германия

 

85

15

год

между пунктами

0,4

Нидерланды

 

87

13

год

между пунктами

0,4

Австрия

 

82

18

год

между пунктами

0,5

Бельгия

6

88

6

год

между пунктами, скидки на контракты с большей продолжительностью

0,5

Франция

7

75

15

год

между пунктами

0,5

Дания

 

92

8

год

почтового типа

0,8

Люксембург

 

98

2

год

почтового типа

0,9

Испания

 

66

34

год

по входу и выходу + почтовый

1,3

Швеция

2

85

13 (по пиковой загрузке)

год

почтового типа

1,9

Велико-британия

 

результаты аукциона

 

1 день

по входу и выходу

0,3 до 0,7

Италия

 

-

-

-

по входу и выходу

0,9-1,6

Ирландия

 

88

12

год

почтового типа

1,4-2,6

Источник: [4]

Проведенная выше структура тарифов показывает, что имеется большое разнообразие тарифов, в то же время, основным способом является тарификация между пунктами. Такие тарифы характерны для газотранспортных систем среднего масштаба и позволяют операторам договариваться о выполнении условий балансировки в точках сети. В Уровень прозрачности указанных тарифов несколько меньше, чем типа вход-выход. Почтовый же тариф применим только для систем малого масштаба, где разница в стоимости от расстояния не будет существенна для потребителей. Прозрачность этого тарифа удовлетворяет необходимым условиям.

Система балансировки. Вопрос балансировки и доступа к хранилищам является весьма сложным при определении условий справедливого доступа на рынок. Ясно, что транспортные компании должны получать справедливое вознаграждение, как за возможности балансировки, так и доступ к хранилищам. Однако многие потенциальные участники рынка справедливо полагают, что чрезвычайно жесткие условия, которые должны якобы обеспечить равные конкурентные условия, на практике используются для обратного, поскольку существующим ОТС гораздо легче приспособиться к этим условиям. В особенности эта проблема проявляется в Германии, Бельгии и Нидерландах, где ОТС аффилированы с крупными газовыми компаниями. Помимо всего прочего, возможность проверки реального соблюдения условий, которые выдвигаются как бы для всех, сбытовыми подразделениями крупных компаний, не представляется возможным.

Вопрос чрезмерной стоимости соблюдения технических условий балансировки является главным вопросом, вследствие которого для «Вингаза» становится невыгодным использовать газотранспортную сеть «Рургаза» для получения доступа к конечным потребителям в западной части Германии, что является инструментом дискриминации компании (в том числе с российским участием), цена газа которой дешевле.

Вопрос балансировки решен лучше в VV II, однако, при отсутствии надзора регулятора и унифицированных правил, а также сохранения препятствий по доступу к ИХГ не дает возможности окончательно решить проблему доступа на розничный рынок.

Что касается выбора типа балансировки, то пример Великобритании показывает, что дневная балансировка дает возможность манипулировать ежедневными ценами, что, при наличии спотового рынка, недопустимо. В идеале балансировка также должна быть унифицирована.

В настоящее время доступ к хранилищам и прочим механизмам гибкости затруднен. В положениях проекта Директивы, которая должна дополнить Директиву 98/30/ЕС, предполагается обеспечить обязательный переговорный доступ к ПХГ/ИХГ. Однако, Еврогаз ([3]), не полностью согласен с положением данного документа, ссылаясь, прежде всего, на технические трудности.

4. Обзор по основным странам

Как указывалось выше, либерализация рынка газа сталкивается с большими трудностями (причем, основными явными или скрытыми противниками либерализации выступают компании – монополисты, а основным аргументом является «необходимость обеспечения надежности газоснабжения»). Однако, под давлением политических властей (и крупных потребителей газа) график либерализации рынка газа перевыполняется и сейчас утверждается, что план 2008 г. будет выполнен к 2005 г., а к 2008-2010 гг. можно ожидать полной либерализации рынка газа в большинстве стран Европы.

В частности, в некоторых странах на законодательном уровне принимается предельно допустимая доля рынка на одного поставщика.

Плоды либерализации в ряде стран дают о себе знать вполне ощутимым образом. Снижающиеся цены на газ потянули за собой тарифы на электроэнергию. В Австрии и Нидерландах, например, тарифы на электроэнергию в 1998-2000 гг. упали по отдельным регионам на 30%. Правда, в выигрыше оказываются, как правило, промышленные компании, а не индивидуальные потребители. Для последних чаще всего цены растут, как и прежде (вернее, они стали носить колебательный характер с некоторым слаборастущим трендом).

В целом же либерализация газового рынка Европы оказывает долгосрочное оздоровляющее воздействие на деловую активность участвующих в ней компаний. Произошло несколько крупных слияний и поглощений, причем не внутри отдельных стран, а в масштабах всего европейского континента или крупных регионов.

Наметилась широкая тенденция взаимопроникновения газового и электроэнергетического секторов. На эту тенденцию следует обратить особое внимание. Во-первых, энергетические компании часто являются крупными покупателями газа (и сейчас пытаются оптимизировать свои затраты на закупку газа и исследуют возможность расширения использования газа). Во-вторых, их выход на рынок газа позволяет им оптимизировать свою рыночную позицию. В связи с этим возник даже термин «когенерация», который подразумевает, что компания реализует одновременно газ и электроэнергию (и тепло) и, в зависимости от ситуации на рынке, может оптимизировать свои доходы (меняя пропорции реализации тех или иных товаров). Наконец, строятся системы совместного сбыта газа (для целей отопления) и электроэнергии частным домовладельцам и мелким потребителям.

Энергетические компании активно «двинулись» в газовый бизнес, чему уже имеется множество примеров. Например, крупная германская энергетическая компания RWE выиграла приватизационный тендер и приобрела 97% чешской Transgas AS. Продолжается процесс покупки концерном E.On компании Ruhrgas.

Одним из следствий либерализации европейского рынка газа является рост уровень продаж газа на спотовом рынке (по разовым краткосрочным контрактам). Этот рынок уже существует и растет. Уже в ближайшие несколько лет он будет составлять по порядку величины десятки процентов (а не проценты) от всего объема продаж газа в Европе (некоторые эксперты оценивают его в 30% от возможного общего объема продаж газа в 2007 г.).

Необходимо отчетливо понимать, что несмотря на далеко не самый высокий уровень либерализации газовых рынков в ЕС, о чем подробно говорилось в предыдущих разделах работы, за предыдущие годы поставки газа в Европе вышли на новый качественный уровень. Сложилась трубопроводная инфраструктура, инфраструктура потребления, определились действующие и потенциальные поставщики.

4.1. Великобритания: рынок уже сформирован и либерализован, но проблем еще немало

Главными чертами британского газового рынка являются в современный период его полная либерализация и установление ликвидного рынка оптовой торговли.

Цели режима регулирования

Главной целью режима британского регулирования является защита потребителей путем:

· содействия эффективности и энергосбережению;

· защиты населения от непредвиденных факторов;

· обеспечения диверсификации и долгосрочной стабильности в энергосбережении;

· внимания к вопросам экологии.

Другие цели заключаются в:

· Контроле за финансовой деятельностью держателей лицензий:

- грузоотправители (покупатель газа у добывающих компаний и продавец его поставщику – или трейдерам – при использовании для подачи газа трубопроводной системы Transco);

- поставщики (компания, имеющая с грузоотправителем контракт на покупку газа для реализации потребителям).

· Защите интересов социально незащищенных слоев населения.

Особенности работы газовой отрасли

Газовая отрасль Великобритании имеет следующие особенности:

· полное разделение отдельных видов услуг;

· равный для всех доступ к газопроводной системе на суше путем:

- публикации тарифов (регулируемый сторонний доступ);

- существования модели входа/выхода из газотранспортной системы.

· право выбора поставщика для всех потребителей;

· суточное балансирование потоков:

- Transco (транспортная монополия) отвечает за материальный баланс в системе;

- финансовая ответственность грузоотправителей.

· развитый рынок биржевой торговли (суточные контракты, фьючерсы).

История и уроки преобразований

На характер и ход преобразований важный отпечаток наложили:

- жестко либеральный уклон в политике консервативного правительства Великобритании, сохранявшего власть практически весь период преобразований;

- сопротивление, оказывавшееся руководством компании «Бритиш Гэс».

Сочетание этих факторов сыграло немалую роль в том, что преобразования принимали все более радикальную форму и завершились полной перекройкой отрасли.

До начала преобразований компания «Бритиш Гэс» (БГ) была вертикально интегрированной государственной компанией. Она включила в себя газотранспортную сеть и Региональные управления по газоснабжению. БГ получила монопольные права на продажу газа потребителям и на приобретение газа, добываемого в британской экономической зоне Северного моря (точнее, у БГ было т.н. право первого отказа, т.е. добываемый газ мог продаваться другим агентам только в том случае, когда БГ отказывалась его закупать. Одновременно в отрасли действовали другие крупные нефтегазовые компании, которые наряду с БГ занимались разведкой и добычей газа в Северном море. Добываемый ими газ продавался БГ как монопольному покупателю газа, владельцу газотранспортной системы и монопольному поставщику газа).

В 1979 г. к власти в стране пришло консервативное правительство под руководством М. Тэтчер. В 1982 г. был принят Закон о предприятиях в нефтяной и газовой отраслях, который отменил право первого отказа и декларировал право доступа к трубопроводной системе БГ. Однако при этом не были разработаны соответствующие детальные положения, и производители газа продолжали продавать газ БГ, которая характеризовалась ими как «коммерчески жесткий, но исключительно надежный монопольный покупатель».

В 1986 г. был принят новый Закон о газе, что привело к первым реальным изменениям в отрасли. Закон предоставил третьим сторонам право маркетинга газа крупным конечным потребителям с объемом потребления свыше 25 000 терм/год (69150 куб. м), сформировав контрактный рынок газа. При этом за БГ на 25 лет были закреплены права «общественного поставщика газа», сохранив ей монопольные права на поставки газа потребителям т.н. тарифного рынка (потребителей с объемом потребления менее 25000 терм/год).

Были ясно сформулированы права и упрощены условия использования третьими сторонами газотранспортной системы БГ для поставки газа. Теперь любое заинтересованное лицо могло апеллировать к Генеральному директору по газоснабжению с требованием обеспечить транспортировку газа через газотранспортную систему компании Бритиш Гэс, а он получал право определять условия доступа к газотранспортной системе в случае, если стороны сами не могли достичь договоренности Закон также определил обязательства БГ обеспечивать при необходимости резервные поставки газа для потребителей, использующих БГ только в качестве транспортной компании.

На тарифном рынке уровень тарифов БГ устанавливался на основе принципа стимулирования снижения издержек по формуле: (обоснованные фактические издержки) + (индекс инфляции потребительских цен) – (процент снижения издержек, устанавливаемый органом регулирования).

БГ была приватизирована (за 5,4 млрд. фунтов стерлингов; при этом правительство эмитировало т.н. «золотую» акцию и ввело запрет на владение любым лицом более 15% ее акций). Был назначен регулятор отрасли – Генеральный Директор по Поставкам Газа, и в его подчинении создана структура Офиса по Поставкам Газа («Офгаз»). Правительство в особенности стимулировало производителей газа Северного моря включиться в деятельность по маркетингу. Это стимулирование было неформальным, но поскольку существовал правительственный контроль над присуждением лицензий на разведку и добычу, эти неформальные предложения и советы внимательно воспринимались соответствующими компаниями.

БГ устранял конкуренцию посредством дискриминационного ценообразования, которое осуществлялось за счет использования информации о заявках третьих сторон, получаемой от собственного транспортного департамента БГ, в целях предотвращения осуществления этими сторонами сделок по продаже газа, и за счет замедленного предоставления и искажения информации о свободных транспортных мощностях и о ставках на услуги. Кроме того, БГ законтрактовывала практически весь возможный объем поставок газа и, используя свою доминирующую позицию на рынке, продолжала затруднять другим агентам закупки необходимых им объемов газа.

Важным новым требованием антимонопольного характера стало запрещение компании БГ закупать по первоначальному контракту и в течение 2 лет после его подписания больше, чем 90% газа, добываемого из любого вновь разрабатываемого газового месторождения.

В 1989 г. БГ впервые опубликовала обоснования своих транспортных тарифов. Они были значительно выше уровней, которые Офгаз считал справедливыми. Офгаз потребовал пересмотра тарифов. В результате споров с Офгазом в начале 1990 г. БГ пересмотрел свою методологию и ввел новые тарифы. Транспортные тарифы были снижены в некоторых случаях на 40% и более. Начался реальный транспорт газа третьих сторон. Несмотря на это Правительство было разочаровано темпом развития конкуренции, и в 1991 г. ситуацию рассмотрел правительственный Офис Честной Торговли, который нашел, что один из основных факторов, препятствующих развитию конкуренции, – нехватка ресурсов газа у конкурентов БГ. Правило «90%» было расширено, и БГ было предписано передать конкурентам часть объемов газа, которые она уже законтрактовала. Появление на рынке ресурсов газа по фиксированной цене привлекло на него большое число игроков, кроме традиционных дочерних структур производителей газа Северного моря.

Также Правительство потребовало, чтобы БГ провела разделение счетов и создала «китайские стены» между своими транспортными и маркетинговыми операциями с тем, чтобы информация, получаемая транспортниками, не передавалась собственным торговым структурам БГ.

Частным компаниям потребовалось 4 года усилий и даже судебных процессов, прежде чем на Британских островах в 1990 г. был заключен первый контракт с независимым поставщиком газа. В 1992 г. был принят Закон о Конкуренции и Услугах в Общественных Нуждах (Utilities), он дал Офгазу право регулировать в целом газотранспортные тарифы, а также контролировать деятельность БГ на рынке промышленных потребителей. Потолок монопольного рынка БГ был снижен с 25 000 до 2 500 терм/год. Была поставлена задача снизить к 1995 г. долю БГ на рынке до 40%.

Правительство потребовало от БГ создать дочернюю структуру по транспортировке и хранению газа, чтобы гарантировать, что БГ будет вести себя по отношению к торговым операциям самой БГ и операциям третьих сторон одинаковым образом. Такие компании были созданы (BG trading и BG Transco). В 1993 г. была введена формула тарифа, которая соответствовала темпу возврата инвестиций в 6,5-7,5% для новых инвестиций и 4-4,5% для основных фондов, созданных до 1992 г.

Была введена новая система лицензирования для операторов транспорта газа, пользователей сети и поставщиков газа. Лицензия для поставщиков газа выдавалась только компаниям, которых Офгаз квалифицировал как финансово устойчивые, и вводил для них ряд требований, включая недискриминационный подход к потребителям и обязательство предоставлять им консультации в отношении мер по энергосбережению. Предусматривалась также разработка детальных положений по регулированию и пользованию сетями, известных как Сетевой Кодекс.

Введение конкуренции осуществлялось поэтапно, на основе экспериментов в отдельных регионах.

В начале 1997 г. БГ создала компанию «БГ Транско» для осуществления услуг по транспорту и хранению газа. В 1997 г. хранение газа было отделено от Транско в новую компанию «БГ Сторидж». Второй компанией, созданной из БГ, стала «Сентрика», которая получила рынок поставок газа БГ и газовое месторождение Морекамбе в Ирландском море. Кроме того, компания получила возможность работать в сфере сервиса потребителей.

В течение 1996-1998 гг. была постепенно введена конкуренция в секторе малых потребителей. Цены БГ в этой сфере жестко контролировались. Ценовая формула включала компоненту, связанную с ценой покупаемого газа, и компоненту, независящую от этой цены. Для второй компоненты предусмотрена индексация в соответствии с индексом инфляции за вычетом 5% (т.е. де-факто снижение цены в абсолютных единицах).

Регулирование тарифов на транспорт и хранение газа сохранялось, поскольку «Транско» сохраняла почти полную монополию в этой сфере. При этом формулы для тарифов стали устанавливать на период 5 лет.

Результат реформ явилась доля независимых поставщиков в 1996 г. в 76% в электроэнергетике, 71% в секторе потребителей объемом свыше 25000 терм/год. При этом альтернативные поставщики предлагали цены на 10-20% ниже цен БГ. Добыча газа в Британском секторе Северного моря быстро увеличилась с 50 млрд. куб. м в 1990 г. до уровня свыше 98 млрд. куб. м в 1999 г. (вдвое за 9 лет!) и продолжает расти. Цены на газ у основных групп потребителей в Великобритании ниже, чем в других странах ЕС (правда, здесь играет роль и налоговая политика этих стран). Суммарная капитализация активов компаний, образовавшихся из бывшей БГ, превысил в настоящее время исходную капитализацию БГ в 2,5 раза. Эти успехи послужили сильным стимулом к принятию в 1998 г. решений о либерализации газового рынка стран ЕС, начавшем реализовываться в 2000 г.

Введенный в действие в 1996 г. Сетевой Кодекс устанавливает стандартные условия для любого желающего использовать газотранспортную сеть БГ и объекты хранения. Его основные положения:

· Балансирование поставок на суточной основе, в привязке к узлу, называемому Национальной Точкой Балансировки. Транско ответственна за корректировку дисбалансов посредством покупок или продаж газа через т.н. механизм гибкости. При этом затраты Транско, связанные с балансированием системы, переносятся на компании, которые вызвали дисбаланс.

· Высший Менеджер – организация в составе Транско, ответственна за гарантирование закачки достаточных объемов газа в ПХГ в летний период для обеспечения ожидаемого уровня зимнего спроса, с учетом прогнозируемых уровней добычи.

· Резервирование мощности на входе и выходе системы. Пользователи должны купить мощности на период в 12 месяцев в каждой из точек входа своего газа в систему Транско.

· Расчет спроса. Хотя Сетевой Кодекс требует, чтобы пользователи балансировали свои поставки и отборы в системе на ежесуточной основе, у большинства потребителей информация об объемах их потребления не передается в систему и пользователям столь регулярно. Чтобы справиться с этой проблемой, применяется математическая формула для оценки спроса каждого потребителя, в зависимости от его объема, графика поставок, расположения и местных температурных условий. Соответствующие расчеты проводятся на сутки вперед, и их результаты в виде суммарного уровня спроса на их газ передаются пользователю.

· Торговля вторичными производительностями. Транско поддерживает компьютерную биржу, поддерживающую покупку и продажу мощности.

· Покупка мощностей ПХГ. «БГ Сторидж» организует каждой весной тендер для пользователей по продаже мощностей по хранению газа на период, начинающийся 1 мая.

· Прерывания поставок. В исключительных обстоятельствах Транско может прерывать поставки газа в стратегически важные узлы системы, например, в ситуациях системных ограничений производительности. Для подготовки к таким ситуациям Транско договаривается с пользователями, что некоторые из их крупнейших потребителей объявляются прерываемыми. С таких потребителей не взимается ставка оплаты на выходе из системы и тарифы за газораспределение. При принятии решений по прерыванию поставок Транско не может осуществлять дискриминацию тех или иных пользователей. На практике только 10% всех прерываний осуществляется по вине Транско, а все остальные – инициируются пользователями из соображений поддержания баланса поставок

· Механизм гибкости. В системе газоснабжения компанией Транско организуются постоянные торги по продаже и покупке объемов газа для балансировки системы в данный день. В ходе этих торгов определяются рыночные цены балансировки. Затем Транско использует эти цены как плату за балансирование поставок конкретного пользователя. При этом, согласно Сетевому Кодексу, имеется важное различие между сутками, в которые система в целом сбалансирована и когда имеется существенный дисбаланс в системе. В первом случае плата осуществляется по среднесуточной ставке, определенной на рынке. Во втором случае плата производится по предельным ставкам (т.е., в ситуации нехватки газа в системе Транско будет взимать с тех, кто перерасходует газ, максимальную ставку оплаты). В расчеты включается оплата комиссии, причитающейся самой Транско за ее услуги.

Положение с долгосрочными контрактами. Большинство поставок по-прежнему осуществляется по подписанным ранее долгосрочным контрактам. В ходе либерализации рынка в течение 1995 г. имело место резкое превышение объемов предложения над спросом, что привело к почти двукратному падению цен на газ на спотовом рынке. Действовавшие контракты включали положения «take-or-pay» на примерно 70-80% годовых контрактных объемов и индексацию цен на газ по ценам нефти, а также обязательства поставщиков обеспечивать значительное превышение суточных поставок в пиковый период над среднесуточными поставками. В условиях резкого падения цен на спотовом рынке Сентрика провела переговоры о изменении условий контрактов, в ряде случаев предлагая снять условия сезонного типа или выплатить определенную компенсацию. Новые контракты стали заключаться преимущественно на период 3-5 лет, с ценами, индексируемыми по спотовому рынку или фьючерсным ценам на газ.

На спотовом рынке осуществляются двусторонние сделки (напрямую или через брокера) на поставки газа по фиксированной цене немедленно или форвардные сделки. Большая часть сделок в настоящее время осуществляется по стандартизованным контрактам. Большинство сделок конфиденциально, но оценки рыночных цен для различных категорий торговцев публикуются специальными агентствами. В свою очередь, эти оценки используются как база для индексации цен в некоторых срочных контрактах и инструментах управления риском. В 1997 г. доля газа, продаваемого на спотовом рынке, достигла 18%; при этом каждая единица газа, доставленная потребителю с этого рынка, была до этого примерно 4,8 раз перепродана на рынке.

Подводя итоги произошедшей в Великобритании эволюции системы организации и государственного регулирования газовой отрасли, можно сделать вывод о том, что газовый рынок страны превратился из монополизированного в свободный и конкурентный рынок, результатом чего стало снижение цен для конечных потребителей. Газотранспортная система страны сохранила свое единство и в настоящее время контролируется одной компанией, отстраненной от торговли газом. Система ценообразования на газотранспортные услуги была установлена таким образом, чтобы стимулировать повышение эффективности работы BG Transco. Следует отметить, что после разделения БГ была свернута значительная часть международных газовых проектов, вновь созданные газовые компании сосредоточились на внутреннем рынке Великобритании.

BG plc стала заниматься исключительно разведкой и добычей газа, а группа Centrica – его реализацией. Она, в свою очередь, состоит из двух подразделений: Business Gas отвечает за поставки промышленным и крупным коммерческим потребителям, а British Gas Home Energy обслуживает жилой сектор. Сейчас бывшая монополия поставляет британцам лишь 17,3% всего потребляемого в стране газа, хотя и остается крупнейшим поставщиком (пока Centrica опережает главного конкурента – Eastern Power and Energy Trading). В поставках крупным потребителям Business Gas тоже впереди, хотя ее доля в этом секторе рынка упала с 40% в ноябре 1998 г. до менее чем 25%. Следом за ней по объемам продаж идут американская Mobil Gas Marketing и французская Elf Gas. Пользуясь возможностями конкурентной среды, около 6 млн. британских семей сменили к настоящему времени поставщика газа, однако подразделение БГ и здесь пока сохранило за собой более 70% рынка.

Одной из последних по времени мер в кампании по либерализации стало открытие в прошлом октябре первого в Европе электронного оптового рынка спотовых сделок (on-the-day commodity market или OCM).

Меньше всего реструктуризации подверглась система магистральных газопроводов Великобритании. Здесь полноправным хозяином остается компания Transco, которая контролирует практически всю газопроводную сеть. Конкуренты Transco концентрируют усилия не на магистральном бизнесе, а на строительстве низконапорных распределительных сетей местного значения.

Интересно, что британские власти весьма предусмотрительно осуществляли либерализацию рынка в тот период, когда национальная добыча газа шла по нарастающей, и к 1998 г. страна вышла на первое место в Европе, добыв за год 90,3 млрд. куб.м – в основном с 90 промыслов в море. Таким образом, в стадию падения добычи, которая, по прогнозам, завершится в 2005 г. превращением Великобритании в нетто-импортера газа, островная держава вступила с полностью открытым рынком.

Ценообразование на газ в Великобритании

Ценообразование на газ характеризуется следующими моментами:

1. Цены на природный газ для большинства потребителей в Великобритании являются свободными и определяются рынком. Цены Centrica, обслуживающей население, подлежат регулированию.

Потребители могут выбирать поставщика на конкурентной основе. Поставщиками газа являются во многих случаях (прежде всего, для крупных потребителей) дочерние компании крупных производителей газа (Shell, BP Amoco и др.); кроме того, формируются независимые поставщики, выполняющие, в частности, функции агрегирования спроса мелких и средних потребителей и предоставления им услуг.

2. В настоящее время большинство газопроводов страны, как магистральных, образующих Национальную транспортную систему, так и распределительных, входят в систему Transco, которая оказывает услуги по транспортировке и распределению, однако не участвует в закупках и перепродаже.

Тарифы на транспортировку газа, как и прочая деятельность газотранспортных компаний (прежде всего, Transco), регулируются недавно созданным OFGEM, объединившим функции Управления по газоснабжению и Управления по электроснабжению.

Деятельность Transco основывается на принципу «затраты плюс», при этом прогнозируемые доходы Transco на единицу газа рассчитываются по формуле, стимулирующей повышения эффективности работы газотранспортной сети. Так, если в данном году доходы транспортной компании превысили прогнозные показатели, то в следующем году это будет учтено в снижении разрешенного ей дохода на единицу газа.

Стоимость газотранспортных услуг для различных потребителей учитывает различия в величине издержек, однако, некоторые элементы субсидирования для малых потребителей сохраняются.

В тарифах на услуги по газоснабжению можно выделить три группы:

· тарифы на транспортировку по Национальной транспортировочной системе;

· тарифы локальных зон распределения;

· тарифы на потребительские услуги, к которым относится снятие показаний счетчиков, аварийно-ремонтные работы, прокладка разводящих труб у отдельных пользователей.

Для Национальной транспортной системы были сформированы тарифы по 6 точкам входа в нее и 37 зонам выхода из нее. Тарифы формировались на основе анализа долгосрочных предельных издержек. Основные ставки представлены ставкой за мощность и товарной ставкой. Текущее процентное соотношение между ставками составляет 65/35, что свидетельствует о субсидировании потребителей с низким коэффициентом нагрузки (как правило, соотношение между постоянными затратами, для возмещения которых предназначена ставка за мощность, и переменными затратами близко к 80:20).

Тарифы локальных зон распределения дифференцированы в зависимости от давления в точке отбора газа, а при их формировании в качестве базы расчета используются средние издержки по бухотчетности ГРО.

Первоначально падение цен демонстрировало преимущества конкурентного рынка для потребителей:

Для промышленных и коммерческих потребителей цены с октября 1998 г. упали на 20-25% (и во фьючерсных контрактах на апрель 2002 г. было предусмотрено дальнейшее падение цен на газ на 9%, т.е. в сумме до 34%).

Для местных потребителей с 1998 г. цены упали на 8% для тех, кто остался с их прежними поставщиками и до 17% для тех потребителей, которые сменили поставщика.

Оптовые цены упали примерно на 40%.

Но оказалось, что либерализация не всегда означает снижение цен. В январе 2002 г. British Gas объявила, что цены на газ для всех ее 14 млн. потребителей жилого сектора повышаются на 4,7% с 1 апреля – то есть именно в тот день, когда правительственный регулирующий орган Ofgem снимает все ограничения по тарифам и ценам. Вслед за БГ об аналогичных мерах заявили Eastern Energy (на 8%) и Npower (на 4,5%).

Свое решение поставщики мотивируют ростом оптовых цен, по которым они вынуждены закупать газ. В течение одного только 2001 г. они практически удвоились, достигнув уровня 120 долл. за 1000 куб. м.

Британские аналитики объясняют данный рост цен несколькими причинами:

1. На цены на газ в Британии через Interconnector сильно влияют цены на континенте (последние по-прежнему основаны на долгосрочных контрактах и привязаны к ценам на нефть).

2. Британское правительство подозревает, что континентальные цены на газ сильно завышены традиционными поставщиками. Оно даже обратилось в Еврокомиссию с просьбой проверить, не нарушается ли антимонопольное законодательство Евросоюза картельным сговором газовых компаний.

3. Происходило сокращение инвестиций в разведочное и промысловое бурение у британских берегов в период низких цен на энергоносители во 2-ой половине 90-х гг. В результате объем предложения газа несколько сократился.

4. На конъюнктуру повлияло сильное повышение текущего и перспективного спроса на СПГ в США. Это вызвало отток поставок СПГ с европейского континента на североамериканский, что активизировало европейских трейдеров, закупающих британский газ на спотовом рынке, и привело к росту цен.

Пример Великобритании ясно показывает, что ни либерализация, ни активное распространение спотовых сделок в замен долгосрочных контрактов не в состоянии удерживать цены на низком уровне, если предложение начинает отставать от спроса.

4.2. Германия: газовая отрасль только начала движение в сторону либерализации и эти процессы протекают в довольно бурной обстановке

Свидетельством бурности данных процессов являются слияние E.On и Ruhrgas и проблемы со своевременностью выполнения европейской Директивы по газу. Л. де Паласио намерена в 2002 г. обратиться с иском в Европейский суд в связи с тем, что последний срок для изменения национального законодательства в соответствии с директивой истек 10 августа 2000 г. После него стали накапливаться штрафные суммы (750 тыс. евро в сутки) и сумма накопленного на сегодня штрафа составляет более 500 млн. евро).

Особенностями газового рынка Германии являются:

- Официально открытый доступ к покупателям.

- Высокие цены, которые удается держать старым монополиям благодаря долгосрочным контрактам.

- Препятствие эффективной конкуренции в результате договорного доступа для третьих сторон.

- Отсутствие регулирующего органа.

Краткая история развития газовой отрасли

Компании Ruhrgas пришлось создавать газовый бизнес практически с нуля. Доминирующее положение в топливно-энергетическом балансе изначально занимала нефть. Кроме того, Ruhrgas был региональным предприятием, которому предстояло доказать способность к решению задач в масштабе страны и международных рынков. В результате нефтяных кризисов резко увеличился спрос на природный газ, и Ruhrgas все чаще стал оказываться в центре внимания общественности. Окончание конфронтации Востока и Запада и переломные процессы в Восточной Европе создали новые возможности для предпринимательства в этом регионе. Ruhrgas быстро и адекватно ими воспользовался. Прежде всего на повестку дня встал вопрос о модернизации восточногерманской газовой сети и ее объединении с газотранспортной системой Западной Германии (эту цель преследовали и политики). Уже в 80-е гг. Ruhrgas, несмотря на сопротивление США, принял участие в проекте снабжения Западного Берлина российским газом. Вскоре после падения Берлинской стены Ruhrgas активизировал отношения, сформировавшиеся в рамках этого проекта, и договорился о поставках природного газа в бывшую ГДР. Erdgasversorgungsgesellschaft (EVG), совместное предприятие восточногерманской Verbundnetz AG и Ruhrgas, занялось газоснабжением Тюрингии и некоторых районов Саксонии и Саксонии-Ангальт и всего за 10 месяцев построило 320-километровый магистральный трубопровод через Тюрингию и Саксонию, вложив 600 млн. марок. Ruhrgas способствовал созданию возможностей для снабжения Берлина и новых федеральных земель норвежским газом.

До 1998 г. на германском оптовом рынке газа существовала фактически монопольная система поставок. Компании-поставщики, крупнейшей из которых является главный европейский партнер ОАО «Газпром» – Ruhrgas, имели возможность определять границы соответствующих регионов снабжения путем заключения между собой так называемых «разграничивающих» контрактов, обеспечивая себе тем самым монопольные права на газоснабжение соответствующих территорий. В Германии магистральные трубопроводы находятся в собственности нескольких компаний. Несмотря на формальную открытость газового рынка (отдельный общенациональный тариф для импорта и транспортировки), реально поставки монополизированы крупнейшими участниками, действующими в своих регионах сбыта – Ruhrgas (58,5 млрд. куб. м или 72,7% всех поставок в Германии в 1998 г.), BEB (18 млрд. куб. м), Verbundnetz Gas (15 млрд. куб. м), Wingas (8 млрд. куб. м) и Тиссенгаз (Thyssengas) (7.2 млрд. куб. м). Эти межрегиональные компании стремятся избежать конкуренции друг с другом, поскольку многие из них перекрестно владеют акциями друг друга. Например, Ruhrgas является крупнейшим акционером (37%) Verbundnetz Gas.

В настоящее время в Германии в качестве энергоносителя используется два вида газа -природный и коксовый, получаемый при переработке угля. С коксового газа в свое время началась германская газовая индустрия, им торгуют и сегодня, хотя, конечно, в гораздо меньших объемах. Выбывание коксового газа в энергобалансе страны компенсируется наращиванием собственного производства природного газа. В итоге производство газа в Германии на протяжении последних лет стабильно и составляет порядка 20 млрд. куб. м в год (в перерасчете на природный газ). Более 90% добычи обеспечивают компании BEB (совместное предприятие на паритетных началах Shell и Esso (подразделение ExxonMobil)) и Mobil Erdgas-Erdol (подразделение ExxonMobil). Всего в Германии насчитывается 11 производителей газа.

Потребление газа в Германии и основные продавцы

Потребление газа в Германии последние годы держится на уровне 920-930 млрд. кВт-ч в год (около 95 млрд. куб. м). За счет собственного производства обеспечивается порядка 20% спроса. Остальные 80% германского рынка занимает импорт, в котором по-прежнему доминирует российский газ.

Таблица 4.2.1. Импортные поставки газа в Германию.

 

1990

1995

2000

млрд. куб. м

%

млрд. куб. м

%

млрд. куб. м

%

Россия

29,5

49,4

36,1

46,8

34,7

45,3

Нидерланды

19,6

32,8

25,5

32,6

18,9

24,7

Норвегия

10,1

16,9

14,1

18,3

18,3

23,9

Прочие

0,5

0,8

1,8

2,3

4,7

6,1

Всего

59,7

100

77,2

100

76,6

100

Источник: IEA

Реализацией газа в Германии занимается около 750 компаний, среди которых выделяется группа компаний, контролирующая межрегиональные (аналог российских «магистральных») газопроводы, а также крупнейшие ПХГ (с точки зрения обеспеченности транспортной инфраструктурой бесспорными лидерами являются компании Ruhrgas и Wingas. Естественно, эти компании специализируются на оптовых продажах – крупным потребителям или более мелким торговцам, занимающимся сбытом на муниципальном уровне (определенная доля объемов газа проходит через несколько посредников, поэтому суммарный «газооборот» по всем сбытовым компаниям превышает объемы экспорта и потребления газа в Германии).

Таблица 4.2.2. Магистральные газпроводы Германии.
Газопровод Основные акционеры, % Мощность,млрд. куб. м в год Направление
Из России
MEGAL Ruhrgas, 50%
Gaz de France, 43%
22 германский участок газопровода Россия-Франция
JAGAL Wingas, 100% 14 (проект- 30) германская часть проекта «», соединятся с газопроводом STEGAL
STEGAL Wingas, 100% 8 соединяет газопроводы Чехии, куда приходит российский газ с газопроводом MIDAL
С Северного моря
Netra Ruhrgas, 44,3%
BEB, 31,3%
20 от ПХГ Этцель до газопроводов Verbundnetz Gas и «Берлинского кольца»
MIDAL Wingas, 100% 13 из порта Эмден на юг Германии
WEDAL Wingas, 100% 10 от бельгийской границы до газопровода MIDAL, что обеспечивает связь MIDAL с газопроводом Interconnector и другими газопроводами с Северного моря
TENP Ruhrgas, 51%
Snam, 49%
7 германский участок газопровода Нидерланды-Швейцария

Источники: Ruhrgas, Wingas

Ruhrgas – крупнейший продавец газа в Германии – обеспечивает примерно 60% объема продаж и владеет контрольными пакетами в нескольких магистральных газопроводах. Важнейшая сделка, предопределившая нынешний статус Ruhrgas, была совершена более 30 лет назад (соглашение СССР и ФРГ – «газ-трубы»). Контакты с СССР в конце 60-х гг. обеспечили Ruhrgas огромное конкурентное преимущество. В Германию уходит около половины экспортных поставок «Газпрома» в Западную Европу (по тем самым трубам). А через Ruhrgas проходит примерно половина германского экспорта «Газпрома».

Примерно 2/3 продаж газа Ruhrgas последние годы приходится на прочих продавцов. Т.е. Ruhrgas – большой посредник, и газ, закупаемый им, доходит до конечного потребителя уже через другую (или другие) сбытовые компании.

Структура акционерного капитала Ruhrgas – одна из самых непрозрачных на германском газовом рынке (акции не котируются на рынке). В то же время акционерный капитал Ruhrgas до последнего времени был достаточно четко разбит на две части.

Крупнейший пакет (порядка 35%) находился у компании Bergemann, акционерами которой в свою очередь являются немецкие компании – крупные потребители газа. Но контрольный пакет в совокупности находился под контролем крупнейших мировых нефтяных компаний ExxonMobil, Shell и ВР в лице их дочерних и совместных предприятий. В 1999-2000 гг. ВР присоединила часть своего пакета акций Ruhrgas к акциям Bergemann. В итоге Gelsenberg, дочернее предприятие ВР, стал крупнейшим акционером Bergemann, а последний собрал контрольный пакет Ruhrgas.

Приобрести долю ВР в Ruhrgas в июле 2001 г. согласилась германская компания E.ON – мультипрофильный холдинг, основным бизнесом которого является теплоэлектроэнергетика (производство, транспортировка и сбыт) и газоснабжение. Если по энергетике E.ON – сегодня компания номер 1 в Германии (ближайший конкурент – RWE), то в торговле газом у компании есть роста. По итогам 2000 г. E.ON, контролируя холдинги Thuga и Contigas, которые в свою очередь участвуют в акционерном капитале 150 локальных сбытовых компаний, реализовал лишь 43,9 млрд. кВтч газа.

После совершения обмена между ВР и E.ON из этого списка только BEB останется под контролем производителей газа, и германский рынок газа станет «рынком потребителей».

В 1993 г. появился Wingas, СП, учрежденное Wintershall (100% ДП BASF) и «Газпром».

Enron была первой негерманской компанией, которой удалось напрямую выйти на непосредственных потребителей электроэнергии и газа в Германии. Это случилось еще в 1999 г. С тех пор с большими сложностями Enron удалось заключить договоры на поставки газа и электричества в 50 коммунальных хозяйств.

Таблица 4.2.3. Крупнейшие продавцы газа в Германии (по итогам 2000 г.).

Продавец млрд. кВтч
Ruhrgas

582

BEB

165

Verbundnetz Gas*

159,2

RWE Gas**

145

Wingas***

113,3

* – акционерами являются Ruhrgas (36,84%), Wintershall (15,79%), консорциум муниципальных предприятий потребителей газа (15,79%), BEB (10,53%), Statoil, EEG-Erdgas Transport, E.ON, ZGG (ДП «Газпром») (последние – по 5,26% каждая)

** – включая Thyssengas (RWE-75%, Shell-25%) и Rhenag (RWE-54,1%, Thuga-41,3%).

***- акционерами Wingas являются Wintershall (65%) и «Газпром» (35%)

Источник: годовые отчеты

Более 80% электрогенерирующих мощностей в Германии находятся в руках 4 крупных компаний: RWE, EON, EnBW и Vaffenfall. Количество местных муниципальных потребителей приближается к 700. RWE приобрела доли в 60 муниципальных хозяйствах и не собирается останавливаться на этом.

Система ценообразования

В основе германской системы ценообразования лежало допущение о том, что конкуренция между газом и нефтепродуктами обеспечивает адекватное ценовое регулирование. Розничные цены на газ устанавливаются газораспределительными организациями, однако находятся под наблюдением антимонопольных органов (Федеральная антикартельная комиссия Kartellamt), которые проводят сравнительный анализ цен ГРО и имеют право потребовать их снижения в случае, если цена оказывается необоснованно завышенной.

Тарифы на закупку газа газораспределительными организациями у газотранспортных компаний определяются в процессе соответствующих переговоров и состоят из ставки за мощность и товарной ставки. Ставка за мощность подлежит корректировке в соответствии со средним уровнем инфляции, товарная ставка корректируется с учетом изменений цен на легкий мазут (газойль) на основе публикуемых данных официальной статистки. Тарифы для крупных промышленных потребителей иногда индексируются в соответствии с ценами на тяжелый мазут.

Цены (тарифы) на закупку газа крупными потребителями можно разделить на три группы:

· тарифы с единой ставкой за единицу объема газа;

· тарифы с постоянной и переменной товарной ставкой;

· тарифы с пиковой и товарной ставкой.

Первая система применяется, как правило, для крупных промышленных потребителей, имеющих высокий коэффициент нагрузки. Тарифы с постоянной и переменной товарной ставкой применяются обычно для малых промышленных потребителей.

Формально такая система поставок была отменена поправками в Закон «Об энергетике» (Gesetz zur Neuregelung des Energiewitschaftsrechts), принятыми 29 апреля 1998 г., и поправками в Закон о конкуренции (ст. 19.4.4.) Закон в значительной степени отражал рекомендации Директивы.

В июне 2000 г. было подписано Соглашение операторов газовых сетей и потребителей газа по ДТС (Verb?ndevereinbarung zum Netzzugang bei Erdgas, или VV, VV I, VV II[39]), предусматривающее возможность использования газовых сетей на основе трехуровнего тарифа. Отдельно установлены тарифы для импорта и транспортировки газа, распределения газа на региональном уровне и распределения газа на местном уровне.

Первые результаты Соглашения показывают, что в ближайшее время газовый рынок Германии будет испытывать на себе лишь ограниченное влияние конкуренции. Это обусловлено стратегическими, регулировочными и техническими аспектами. Германские газовые компании представляют собой кросс-холдинги и, следовательно, будут стремиться избегать конкуренции друг с другом. Кроме того, на германском рынке продается газ с разной теплотворной способностью и регулирование сделок, предусматривающих немедленную поставку, между поставщиками несет в себе дополнительные трудности.

Залогом успеха Ruhrgas были высокие цены на оптовом рынке, что вполне соотносилось с идеологией газодобывающих компаний. Сегодня доходность бизнеса Ruhrgas имеет четкую тенденцию к снижению. По информации ВР, которая до недавнего времени контролировала 25,5% акций Ruhrgas, дивиденды, полученные с этого пакета, снизились с 80 млн. долл. в 1998 г. до 73 млн. долл. в 1999 г. и 63 млн. долл. в 2000 г.

Объемы продаж Ruhrgas в 1998-2000 гг. практически не изменились, так что же обусловило подобное снижение дивидендов? Дело в том, что компания покупает газ по долгосрочным контрактам, причем цена привязана с лагом к цене на нефть, а значит сильно выросла за последнее время. Цена на внутреннем рынке тоже выросла, но маржа продавца снизилась, в том числе и благодаря обострению конкуренции, связанному с постепенной либерализацией европейского газового рынка. Ruhrgas официально признается, что ему пришлось пойти на ценовые уступки, и, несмотря на это, в последнее время компания потеряла несколько клиентов.

Цены импортного газа на границе с Германией были 11.45/Мвт (106 долл./куб. м) в июне 2002 г., на 22% ниже по сравнению с июнем 2001 г., согласно публикации властей Германии в области контроля коммерции и экспорта. (Цена не включает внутригерманских налогов на топливо и на импортные поставки извне ЕС.) Импорт газа из России, Нидерландов, Норвегии, Дании и Великобритании оценивается в 4.998 млрд. долл. (т.е. сумма стала меньше – в июне 2001 г. она составляла 6.032 млрд. долл.).

Рис 4.2.1. Динамика цен на импортируемый природный газ в Германии

Ruhrgas для его крупнейших акционеров-потребителей газа не интересен как прибыльная бизнес-единица. Им важно, чтобы Ruhrgas не только покупал газ как можно дешевле, но и продавал его на германском оптовом рынке как можно дешевле – только при таком раскладе потребители газа максимизируют свою собственную прибыль.

Для потребителей газа, естественно, также важны гарантированные поставки, которые можно обеспечить в долгосрочных контрактах. Но здесь стоит отметить, что потребление газа в Германии не только не растет, но даже снижается. Европейский газовый рынок становится более открытым и конкурентным, что выгодно в первую очередь потребителям. Именно они экономят те самые миллиарды долларов, о которых так любят говорить сторонники либерализации. Вместе с тем поскольку либерализация вступает в противоречие с интересами добывающих компаний, удорожая их новые добычные проекты, представляется очевидным, что резкое усиление «потребительского пула» на оптовом германском рынке газа только усилит данную тенденцию со всеми вытекающими из этого последствиями.

4.3. Италия: довольно активный процесс либерализации

Главными чертами этого процесса являются:

· Полное открытие рынка к 2003 г.;

· Регулированный доступ к трубе для третьих лиц будет внедрен органом надзора;

· Антимонопольные лимиты по импорту и продаже бытовому сектору.

Италия – один из крупнейших потребителей российского газа. В 2000 г. итальянские компании закупили у «Газпрома» 21,8 млрд. куб. м газа, в 2001 г. – 20,2 млрд. куб. м. Почти весь этот газ закупает на словацко-австрийской границе итальянский партнер ENI (до начала этого года газ покупало и транспортировало подразделение ENI – SNAM, теперь это делает сам ENI) , с которым у «Газэкспорта» контракт до 2016 г. А компания Edison в январе 2000 г подписала с СП «Газпрома» и ENI компанией Promgas соглашение об импорте 2 млрд. куб. м газа в год в течение 20 лет. Основные покупатели российского газа в Италии, – это компании Snam, Enel и Edison.

Энергетическая компания Edison полагает, что спрос на природный газ в Италии в течение десяти лет увеличится на 50%. Согласно расчетам компании, потребление газа в Италии составит к концу десятилетия 100 млрд. куб. м в год (по сравнению с нынешними 70 млрд. куб. м) Причем большая часть газа будет поступать из новых месторождений Северной Африки от Египта до Алжира.

В июне Министр промышленности Италии Антонио Мардзано объявил о планах отделения транспортировки газа и электроэнергии от их производства. Это может потребовать от компаний ENI и Enel продажи значительной части их активов.

Итальянское антимонопольное ведомство одобрило создание компании EOS Energia – нового поставщика природного газа. Она была учреждена в прошлом году 11 газовыми компаниями центральной Италии, которые откликнулись укрупнением бизнеса на либерализацию рынка. До этого каждая из компаний закупала газ у SNAM – дочерней фирмы концерна ENI, которая контролировала почти весь рынок. Теперь EOS будет приобретать газ внутри Италии или за границей у разных компаний и реализовывать его местным потребителям.

Генеральный директор компании Enel Франко Тато заявил, что конкуренции на итальянском газовом рынке мешает газовое подразделение концерна ENI – компания SNAM, а также государственные ограничения структуры импорта. Enel предлагает построить в Италии три новых терминала для импорта сжиженного природного газа, чтобы улучшить конкурентную среду в газовом секторе рынка. Однако, как утверждает Тато, доступ к газотранспортным сетям затруднен из-за того, что «дочка» SNAM компания Retegas создает препятствия независимым поставщикам. По словам Тато, SNAM легко обходит структурные ограничения импорта газа, закупая газ за границей и перепродавая его там же итальянским компаниям, которые и реализуют его в Италии.

Отвечая на критику монопольного поведения концерна Eni на итальянском газовом рынке, председатель правления ENI Джан-Мария Грос-Пьетро заявил, что конкурентам придется инвестировать дополнительные средства в развитие инфраструктуры. Руководители ENI считают, что конкуренты должны строить газопроводы и терминалы за собственный счет, а не рассчитывать на использование имеющейся у компании инфраструктуры.

Усиление диверсификации поставок

Норвежская компания Statoil начала поставки природного газа в Италию. Контракт с компанией Snam был подписан еще в январе 1997 г. Общий объем поставок – 100 млрд. куб. м газа до 2025 г.

Итальянский концерн Enel подписал контракт с алжирской государственной компанией Sonatrach на поставку 2 млрд. куб. м газа. Газ будет поступать из месторождении Ин-Салах, которое Sonatrach разрабатывает совместно с BP. Ранее Enel уже подписала контракт на закупку 4 млрд. куб. м газа из Ин-Салаха с одноименной торговой компанией, которую создали партнеры по алжирского проекту.

Французская компания Gaz de France приобрела 33% газовой и водопроводной компании Arcalgas Progetti в Италии. Как считают итальянские газеты, это позволит ей участвовать в реализации газа в этой стране. Газ французы планируют импортировать из Ливии – по строящемуся группой Eni газопроводу через Средиземное море.

4.4. Франция: процесс преобразований и либерализации протекает достаточно медленно и неуверенно

В результате подобных преобразований:

· Ожидается выполнение лишь минимальных требований по либерализации;

· Газ де Франс сохранит доминирующие позиции;

· Договорной доступ к сети для третьих лиц вероятен.

Доля газа в энергетике Франции составляет около 14-15% (в других странах Европы до 22%), хотя значение газовой инфраструктуры в экономике растет с каждым годом.

По площади Франция больше своих соседей, а население распределено очень неравномерно. За исключением Парижского района, окрестностей Лиона, Марселя и Лазурного берега, нет регионов компактного проживания. Из 36 тысяч коммун только 8 имеют магистральное газоснабжение, при этом в указанных коммунах проживают 75% населения.

Правительство Франции приняло решение о распродаже государственных нефте- и газопроводов. Тем самым во Франции, под прямым давлением Евросоюза, создаются условия для свободной конкуренции на внутреннем энергетическом рынке. Большая часть газопровода продается Gaz de France за 110 млн. евро (общая стоимость магистральной системы превышает 5 млрд. евро).

Продажа государственной собственности в стратегическом секторе стала возможной после принятия 1 августа новым правым парламентским большинством соответствующего закона.

До начала процесса либерализации во Франции государственная Electricite de France была монопольным поставщиком электроэнергии, а Gaz de France целиком отвечала за газовую отрасль. Сейчас Electricite de France объявила о намерении стать поставщиком природного газа внутри страны и за ее пределами. Компания рассчитывает предложить потребителям комплексное решение, поставляя им и газ, и электроэнергию.

Основные тенденции по ценам на газ: за последние два года из-за роста цен на нефть в несколько раз были существенно (примерно на 10%) подняты и цены на газ. Тем не менее, цены на газ во Франции все равно ниже, чем, в начале прошлого десятилетия.

Во Франции существует 5 основных «точек входа», которые все в принципе открыты для ДТС. Однако, на практике появление новых игроков на рынке лимитировано, особенно это касается одной «входной точки» (Taisnieres на Бельгийско-французской границе) из-за различных ограничений, которые относятся также ко многим другим входам, включая LNG-терминалы.

Следствием значительной протяженности Франции и тарифов, зависящих от дистанции прокачки, потребители и торговцы газом во Франции заявляют о практической невозможности получения поставок газа по конкурентоспособной цене, если потенциальный потребитель располагается далее нескольких сотен километров от «точки входа».

Пытаясь обойти проблему, GdF и CFM модифицировали в январе 2002 г. свои транспортные тарифы, уменьшив воздействие дальности транспортировки на ее стоимость. Новая система тарифов базируется на взвешенной средней дистанции от потребителя до контрактной точки поставки (вес примерно 60%) и от расстояния между потребителем и ближайшей точкой импорта газа (вес около 40%).

Уровень переключения покупателей

Согласно объявлению Комиссии по регулированию электроэнергетики Франции (CRE) с начала 2002 г. 17% потребителей газа во Франции, которые получили право выбора поставщика, воспользовались этим правом (соответствует примерно 4 % рынка). Президент CRE Жан Сирота заявил, что Gaz de France потерял около 15-20% клиентов в результате либерализации.

Обеспечение социальных целей

Во Франции есть еще немало людей, испытывающих материальные трудности, и Gaz de France считает, что не имеет права лишать их возможности отопить жилища. Именно поэтому Gaz de France проводит каждый год акции гражданской солидарности: начиная с 1984 г. вместе с Electricite de France обеспечивает энергоресурсами 250 тысяч семей, живущих в бедности.

Международные амбиции Gaz de France

Gaz de France занимается поиском месторождений, их разработкой, транспортировкой, хранением, обработкой, сжижением. Помимо Казахстана и Кот д’Ивуара, где Gaz de France участвует в разработке месторождений, группа представлена в 4 европейских странах, добывающих природный газ: Германии, Великобритании, Нидерландах и Норвегии. Вместе с «Газпромом» группа вошла в консорциум, который разрабатывает строительство газопровода из России через Польшу. Gaz de France подписал договоры с малайзийской Petronas и с алжирской Sonatrach. Gaz de France стал самым крупным иностранным транспортировщиком газа в Мексике. Всего же Gaz de France работает в 20 странах и только за рубежом обслуживает 2 млн. клиентов, причем ставится задача за 5 лет увеличить портфель зарубежной клиентуры как минимум в 2 раза.

Диверсификация поставок

Первые контракты на поставку газа из России во Францию подписывались еще в 1975 г. И сейчас 27% природного газа во Франции поступает из России, больше поставляет только Норвегия: 29%.

В феврале поставки газа во Францию с промыслов Северного моря возрос на 10,1%, а из России – продолжал снижаться и упал на 14,6 % (в январе падение объемов поставок российского газа составило 15,6%). Увеличились поставки из Алжира, Нидерландов и Великобритании.

По словам руководителей Electricite de France, компания будет получать газ от итальянской группы Edison.

Представители правительств Египта и Франции подписали соглашение о сотрудничестве в нефтегазовой отрасли. В рамках соглашения Франция окажет Египту содействие в организации производства и экспорта сжиженного природного газа, который будет экспортироваться во Францию и другие европейские страны с конца 2006 г.

Gaz de France объявила о заключении контракта на спотовых условиях на приобретение 9 партий сжиженного природного газа у компании Oman LNG с поставкой в период с марта по декабрь текущего года. По сообщению Dow Jones, каждая партия объемом по 138 тыс. куб. м оманского газа будет доставлена на терминал компании в Монтуар-де-Бретань. (Oman LNG принадлежит на 51% султанату Оман и на 30% – Royal Dutch/Shell)

5. Конкурентоспособность России на газовых рынках ЕС с учетом их изменений

5.1. Подходы ЕС к обеспечению газовой безопасности

5.1.1. Общая политика ЕС в области газовой безопасности

Подход ЕС к обеспечению газовой безопасности заключается, с одной стороны, в концентрации усилий на увеличении предложения природного газа, как из внутренних, так и из внешних источников, а с другой стороны из политики, направленной на контроль за энергопотреблением.

У ЕС имеется ряд возможностей по управлению потреблением, в том числе, создание интегрированного рынка, гармонизация налогообложения энергетического сектора, проведение мер в области энергосбережения и энергоэффективности. В области секторальной политики задачами ЕС являются устранение перекосов в транспортном секторе, стимулирование энергосбережения в секторе нового жилищного строительства.

В области управления энергообеспечением предполагается уделить особое внимание развитию сектора новых и возобновляемых энергоисточников; созданию стратегических запасов нефти, а также резервов природного газа и угля; предпринимать меры по развитию конкуренции и, в частности, обеспечению доступа на рынок независимых операторов.

Для обеспечения гарантированных внешних поставок энергоресурсов ЕС предполагает использовать свое экономическое и политическое влияние для обеспечения гибких и надежных условий для поставок из внешних источников.

Решениями Европарламента и Совета 1254/96/ЕС от 05.06.96 (дополнение 1047/ЕС от 29.05.97), решением Совета 96/391/ЕС от 28.03.96 и постановлением Совета 2236/95 от 18.09.95 приняты документы по развитию Трансевропейских энергетических сетей (ТЕС), в том числе интеграции систем трубопроводов в третьих странах и между ними и ЕС. В настоящее время ведутся проекты по интеграции энергетических систем Скандинавии и Центральной Европы, Швеции и Балтики и Дании и Польши, а также намечены работы по расширению интеграции систем ЕС с транзитными системами ЦВЕ, Балтии и Украины.

В области природного газа предусмотрено соединение изолированных и региональных сетей (табл. 5.1.1.1.), увеличение объемов транспортировки, приема и хранения СПГ, увеличения емкости газохранилищ, сооружения новых или модернизация существующих трубопроводных систем.

Таблица 5.1.1.1. Необходимость сооружения новых газопроводов на территории ЕС.

Страна

Трубопроводы
ДанияЛюксембургИспания Вторая нитка морского трубопровода из НорвегииСоединение с ГерманиейНесколько ниток во Францию
ФинляндияГрецияИрландияПортугалияШвеция Соединение со Швецией, Данией, Норвегией, Эстонией и ЛатвиейСоединение с Италией и ТурциейВторой Интерконнектор с Великобританией (Северная Ирландия или Шотландия)Соединение с северо-западными районами ИспанииДальнейшее соединение с Данией, Норвегией, Финляндией и Германией

Источник: [7]

До 2001 г. были введены в строй следующие проекты по программе ТЭС, связанные с внешними поставками газа в ЕС. Увеличение емкости терминала СПГ во Франции, Монтуар, трубопроводы: Норвегия-Франция до Дюнкерка, Алжир-Испания-Португалия, Алжир-Тунис-Италия, Ямал-Европа, первая нитка.

Табл. 5.1.1.2. представляет основные характеристики европейских рынков газа с точки зрения надежности энергоснабжения.

Таблица 5.1.1.2. Характеристика рынков газа ЕС.

Зависимость от импорта 2010 – 53%
Источники Ограниченные и региональные. Некоторые геополитически нестабильные источники, хотя проблем по обеспечению стабильности поставок не возникало.
Торговля Растущая, но ограничена транспортными возможностями
Хранение Ограничено по геологическим и экономическим аспектам. Условия значительно отличаются по странам Европы. Частичные меры безопасности и стабильности поставок
Качество Сравнительно однородное, хотя существует региональное различие газа по теплопроизводительности
Степень развития рынка Смешанный – развитый и развивающийся
Использование по секторам Значительно отличается. Основное потребление – производство электроэнергии
Сезонность спроса Высокая
Требования к стабильности и безопасности поставок Контракты с условием прерывания поставок охватывают примерно 14% спроса

Источник: [7]

В 1998 г. была разработана концепция обеспечения коллективной безопасности поставок природного газа, в которой большое внимание уделено надежности и стабильности поставок газа из внешних источников. Современные подходы ЕС к обеспечению надежности энергоснабжения были сформулированы в докладе [6].

Основные методы, обеспечивающие безопасность газоснабжения ЕС – диверсификация поставок, установление межсистемных перемычек, организация реверсивных потоков и сооружение «развязок» (в Австрии, Словакии и Германии), позволяющих перенаправлять потоки газа внутри ЕС. Разработана электронная система управления безопасностью поставок газа в ЕС на основе гибкого регулирования физических потоков газа, использования газохранилищ и частичных (полных) отключений отдельных стран-потребителей в экстренных случаях (прекращение поставок из России и/или Алжира). Одним из методов повышения безопасности поставок ЕC избрал тесное сотрудничество с компаниями ЦВЕ.

Реализация Директивы 98/30/ЕС повлияла на характер коммерческих взаимоотношений между ЕС и странами ЦВЕ. Страны, которые хотят вступить в ЕС, должны будут изменить соответствующим образом национальное законодательство. Многие страны ЦВЕ уже предпринимают определенные шаги в этом направлении. Для этого ЕС предпринимает шаги по устранению всех барьеров нефинансового характера для будущего развития и интеграции трубопроводных систем, а также финансирования проектов, направленных на обеспечение безопасности поставок.

Основным риском для европейских экспертов представляется возможность прекращения поступления российского газа из-за «украинского фактора», а также поставок алжирского газа как по политическим мотивам, так и по причине выхода из строя инфраструктуры в результате террористических действий.

ЕС планирует посредством программ техсодействия обеспечить финансирование региональных инфраструктурных проектов, направленных либо на соединение национальных сетей между собой (Юг – Юг), либо на присоединение их к трансъевропейским сетям (Транссредиземноморская).

ЕС рассматривает программы INOGATE и TRASECA в качестве инструментов открытия доступа к ресурсам в Азербайджане, Казахстане и Туркменистане.

Строительство новых газопроводов позволит, по мнению ЕС, импортировать газ из Каспийского бассейна и Средиземноморья, усиливая таким образом энергобезопасность за счет диверсификации источников поставок.

В ЕС есть понимание, что надежность поставок не означает минимизации энергозависимости. Она должна быть нацелена только на снижение рисков, связанных с такой зависимостью. Одной из задач энергетической стратегии в этой связи является обеспечение разумного баланса между источниками снабжения и их диверсификация (по видам продукции и географическим регионам.

5.1.2. Вопросы, связанные с либерализацией рынка

ЕС является одним из наиболее импортозависимых газовых рынков, где начат процесс либерализации. Анализ вышеуказанных рынков позволяет сделать следующие выводы:

1. Стабильность газоснабжения может быть успешно достигнута и усилена вследствие либерализации рынка при условии, что обязательства всех участников рынка четко определены.

2. Отключения являются экономичным и гибким инструментом баланса загрузки, который обеспечивает и оперативную, и стратегическую стабильность поставок газа. Кроме того, крупные потребители энергии (включая электрогенерирующие предприятия) заинтересованы в активном участии в балансировании поставок, добиваясь снижения общих затрат при поставках газа.

3. Эффективное использование отключений требует четких контрактных условий, определяющих права и обязательства, как поставщика, так и потребителя, для обеспечения стабильности поставок другим поставщикам. Опыт других рынков на ранних стадиях либерализации показывает, что поставщикам и потребителям необходимо четко определить условия отключения с тем, чтобы избежать недоразумений и возможных споров в периоды кризисов. Следует отметить, что некоторые категории потребителей, которые испытывают сложности при отключениях, не должны заключать подобные контракты. Соотношение между спросом в коммунальном и промышленном секторах является ключевым фактором, влияющим на сезонность спроса на газ в каждой из стран ЕС. Важна также доля использования газа в электроэнергетике. Использование отключения как одного из инструментов регулирования загрузки и поставок газа различается по странам. Тем не менее, более половины стран ЕС имеют объем отключения, равный 10-30% общего спроса.

4. Объемы и использование резервов также различаются по странам. В 6 странах ЕС нет газохранилищ: в Финляндии и Швеции – по геологическим причинам, в Греции, Португалии, Ирландии имеются подходящие площадки, но хранилища еще не построены. В других странах, напротив, имеется достаточный объем стратегических резервов, превышающих уровень запасов, необходимых для сезонного использования. Важно значение третьего инструмента баланса – наличие и гибкое использование имеющихся резервов и возможность замены одного вида топлива на другие. Соглашения о взаимной помощи могут стать существенным инструментом обеспечения стабильности поставок на локальном уровне, включая требование к газовым компаниям о предоставлении необходимых запасов газа местным компаниям путем прерывания поставок тем потребителям, которые могут быть отключены. Тем не менее, данную схему сложно применять при большом объеме поставок, например, в национальных газопроводных системах, в которых ограничены физические возможности переключений.

5. Предоставление и прозрачность информации являются ключевыми элементами, представляющими либерализованным рынкам возможность гибко реагировать на прерывание поставок или повышение спроса. Многие страны ЕС имеют национальные программы действий в условиях кризиса, которые определяют порядок работы газовой промышленности и координации действий между государственными учреждениями и газовым комплексом в период кризисов. Существуют также межправительственные соглашения, определяющие взаимодействие государств в определенной области. Например, такие соглашения могут касаться статуса части соединительной инфраструктуры, которая пересекает суверенную территорию, но не является субъектом полного суверенного подчинения (например, оффшорные трубопроводы). И хотя подобные вопросы не составляют предмета соглашений, тем не менее, они затрагивают возникновение чрезвычайных ситуаций. Так, например, в ст. 11 Соглашения между Великобританией и Ирландией о функционировании трубопровода «Интерконнектор» определяется порядок взаимодействия в случае прекращения поставок газа. Данная статья гласит, что «два правительства, признавая законную заинтересованность обеих сторон в обеспечении надежности поставок природного газа потребителям и поддержании безопасности системы, проведут совместные консультации с целью определения формы сотрудничества в случае серьезных перебоев в поставках природного газа».

Следует отметить, что подобные соглашения необязательны, если магистральные трубопроводы пересекают границу соседних государств, поскольку данная ситуация регулируется нормативной базой ЕС.

Межправительственные соглашения представляют большую ценность для финансовых кругов, а также владельцев трубопроводов, поскольку трубопроводы обычно принадлежат национальным, а не транснациональным компаниям.

В странах с более развитым газовым рынком и большим числом пересечений трубопроводами границ необходимо четкое определение взаимодействия в кризисных ситуациях. В случае возникновения внезапного кризиса на энергетическом рынке или в случае возникновения угрозы физической безопасности персонала или надежному функционированию оборудования или сооружений, член ЕС может предпринять меры, которые должны быть временными, причинять минимальный ущерб функционированию внутреннего рынка, предприниматься в объеме, строго необходимом для решения возникших сложностей, быть доложены другим странам и КЭС рассмотрены, которая может вынести решение о правомерности принятия подобных мер или отменить их на основании того, что они либо подрывают конкуренцию, либо негативно влияют на торговлю в объемах, превышающих положительный эффект от их принятия, или же приводят к неприемлемым экономическим потерям для какой-либо страны ЕС.

По мере реализации Директивы 98/30/ЕС необходимо четко сформулировать процедуры действий всех участников рынка в условиях кризиса. Важной является координация и национальных антикризисных программ. Сотрудничество стран-членов будет приобретать все большее значение по мере расширения внутреннего энергетического рынка и увеличения доли импорта в газовом балансе. В 2000 г. образован Совет Европейских регулирующих органов по энергетике, который в числе прочего, служит инструментом реализации энергетической политики ЕС в области газовой безопасности.

5.2. Общий анализ конкуренции на рынке газа ЕС до 2020 г.

5.2.1. Газ в энергетическом балансе европейского региона

В настоящее время баланс энергопотребления стран ЕС таков: 41% – нефть, 22% – газ, 16% – уголь, 15% – ядерная энергия и 6% – возобновляемые источники энергии. Если существующие тенденции не изменятся, в 2030 г. 38% – нефть, 29% – газ, 19% – твердые топлива, 8% – возобновляемые источники энергии, 6% – ядерная энергия.

К 2010 г. потребление газа может вырасти на 85 млн. т.н.э. до 410 млн. т.н.э., а в странах-кандидатах до 80 млн. т.н.э.

Запасов газа при современном уровне потребления хватит на 20-30 лет. В основном, они сконцентрированы в Нидерландах и Великобритании. Выработка нефтегазовых ресурсов ЕС зависит не только от величины разведанных запасов, но также от цен на нефть и газ на мировом рынке и от технологического прогресса. Сегодня совершенно ясно одно: при сохранении современных уровней добычи нефтегазовые ресурсы Северного моря истощатся через 25 лет. Практически ничего не даст в плане приращения собственных ресурсов газа и расширение ЕС за счет стран ЦВЕ.

В долгосрочной перспективе ожидается рост внешней зависимости ЕС от всех источников энергии. В отношении газа этот показатель может возрасти до 70%. Расширение ЕС только усилит эту тенденцию: импорт природного газа странами – кандидатами может вырасти с 60% до 90%.

Проблема обеспечения энергетической безопасности Европы напрямую зависит от того выбора, который она сделает в отношении структуры баланса энергопотребления.

В целях количественной оценки основных задач в области обеспечения энергобезопасности в продолжение European Union Energy Outlook 2020 ЕС был осуществлен анализ до 2030 г. Анализ охватил 30 стран, т.е. страны ЕС, страны-кандидаты на вступление в ЕС, а также ЕАСТ[40].

Представленный прогноз основывается на следующих предположениях.

· продолжение технологического прогресса в области энергоэффективности в Европе;

· продолжение процесса введения конкуренции на энергетических рынках ЕС, который должен, как предполагается, полностью завершиться к 2010 г.;

· реструктуризация экономики ЕС с увеличением доли хозяйственной деятельности, характеризующейся высокой добавочной стоимостью в ущерб энергоемкому производству;

· реструктуризация сектора производства тепла и электроэнергии посредством внедрения технологий, включающих эффективное использование природного газа;

· продолжение осуществления политики, направленной на развитие использования возобновляемых энергоисточников, в том числе за счет субсидий и преференциальных тарифов, поддерживающих потребление;

· продолжение осуществления намеченной членами ЕС политики в области ядерной энергетики. В соответствии с имеющимися заявлениями о выводе из использования ядерных мощностей (Бельгия, Германия, Голландия, Испания, Швеция и Великобритания) в прогнозе предполагается, что после того, как ядерные мощности в этих странах отработают свой ресурс, они будут выведены из использования;

· умеренный рост цен на нефть и газ. Предполагается, что в ценах 1999 г. цена на нефть в 2030 г. будет находиться на уровне 27 евро/барр (рост – 86%). Цены на газ будут следовать тенденциям роста цен на нефть (81% роста). В отношении цен на уголь предполагается, что вследствие бездефицитного и обильного мирового рынка этого энергоресурса, цены на уголь возрастут очень незначительно и не превысят 10 евро/баррель т.н.э. (рост до 5%).

Основываясь на вышеприведенных предположениях были получены следующие индикативные показатели:

ЕС-15. Природный газ будет наиболее быстро растущим компонентом в структуре спроса, потребление увеличится на 45% к 2030 г.; нефть останется значимым компонентом энергобаланса, ее относительная доля снизится с 42% в 1998 г. до 38% в 2030 г.; потребление твердых топлив будет снижаться до 2010 г., однако, если в последующем не будут приняты соответствующие меры, потребление угля опять возрастет и будет к 2030 г. на 30% выше по сравнению с 1998 г.

Пик производства энергии в ядерном секторе ожидается в 2010 г.; к 2020 г. показатель снизится на 4% к уровню 1998 г.

Рост потребления возобновляемых источников энергии к 2030 г. составит 45%, однако, их доля в структуре энергопотребления останется незначительной: 6,7% к 2010 г. и 7,7% к 2030 г.

Зависимость от импорта в 2030 г. увеличится до 71%.

ЕС-30. Вовлечение в добавочных стран и увеличение временных рамок прогноза привело к результатам, более или менее сходным с текущей ситуацией в ЕС. Это объясняется двумя факторами: во-первых, на сегодняшний момент на ЕС приходится 80% энергопотребления группы стран ЕС – 30, а, во-вторых, ожидается, что энергоструктура в странах – кандидатах на вступление в ЕС будет развиваться по образцу стран ЕС.

Наиболее быстро растущими компонентами структуры станут природный газ, возобновляемые источники, уголь и нефть, в то время как доля ядерной энергии будет снижаться как вследствие политики стран ЕС, так и ввиду планируемого закрытия ядерных объектов в странах-кандидатах.

В связи растущим потреблением и снижением добычи нефти и газа в регионе Северного моря ожидается увеличение зависимости группы от импорта до 60% в 2030 г.

5.2.2. Прогноз тенденций потребления газа на территории ЕС к 2020 г.

Доля природного газа на энергетическом рынке ЕС и отдельных стран-членов постоянно растет. Доля значительно разнится по странам – от менее 2% в Швеции и Греции до более 46% в Голландии.

Доля природного газа в производстве электроэнергии возросла с 16% в 1990 г. до 22% в 2000 г. По оценке экспертов КЕС, она будет продолжать расти до 27% в 2020 г., при этом ожидается, что газ, обладающий серьезными преимуществами по сравнению с другими первичными энергоресурсами – экологичность, короткие сроки освоения нового производства и т.д. – в перспективе станет основным топливом для производства электроэнергии и тепла (45% потребления газа в 2020 г.).

Рост потребностей стран ЕС в природном газе будет сопровождаться сокращением его внутреннего производства, которое, по прогнозам экспертов, достигнет пика в 2005 г. Зависимость стран – членов ЕС от импорта газа варьирует от 0% (Голландия, Великобритания, Дания) до около 100% (Бельгия, Финляндия, Швеция, Греция, Люксембург, Португалия). 40% потребностей ЕС в газе в 2000 г. покрывались за счет его импорта из трех основных стран-экспортеров – России (17%), Алжира (12%) и Норвегии (11%). Незначительные объемы сжиженного природного газа поступали из Ливии и Катара.

По оценке экспертов КЕС, зависимость европейского рынка от импорта газа будет расти опережающими темпами по сравнению с аналогичной зависимостью по энергетике в целом: если в 1999 г. энергетика ЕС зависела от импорта на 50%, а газовая отрасль на 40%, то к 2020 г. эти показатели могут составить соответственно 66% и 67%. Хотя уровень зависимости от импорта газа и не столь высок, как в нефтяной отрасли, отсутствие в ближайшей перспективе реальных возможностей диверсифицировать источники поставки газа в ЕС осложняют ситуацию с безопасностью газоснабжения ЕС, даже с учетом того факта, что две трети необходимых импортных поставок уже законтрактованы (на долю России здесь приходится 38%, Норвегии – 33%, Алжира – 30%). Долгосрочный прогноз развития газового рынка ЕС представлен в Таблице 5.2.2.1.

Табл. 5.2.2.1. Долгосрочный прогноз развития рынка газа ЕС, млн. т.н.э.

 

1998

2010

2020

Потребности в природном газе

299

401

431

Собственное производство газа

180

191

141

Экспорт газа из ЕС

1

3

3

Требуемый импорт газа

120

213

293

Законтрактованный импорт, в т.ч.:- Россия- Норвегия- Алжир- Прочие

120

50

33

35

2

198

74

70

44

10

196

75

66

45

7

Дополнительно требуемый импорт

0

15

97

Источник: EU Energy Outlook 2020.

В странах ЕС -15 предполагается рост с 386 млрд. куб. м. в 1999 г. до 600 млрд. куб. м. в 2020 г., что составит около 2,1 % ежегодного роста на протяжении данных двух десятилетий. Повышение спроса на газ в странах, которые желают присоединиться к ЕС и странах ЕАСТ, составит, как ожидается, примерно 4,2% в год. В 2020 г. суммарный спрос на газ в новом регионе ЕС-30 достигнет 777 млрд. куб. м., при ежегодном росте примерно 2,49 %.

Присоединяющиеся страны дадут вклад примерно в 23% от суммарного спроса ЕС-30.

В странах ЕС-15 и ЕС-30 рост спроса на газ будет связан, прежде всего, с быстрым ростом потребления газа в генерации электроэнергии. Генерация будет отвечать примерно за 41% общего газового спроса в ЕС-30, при сегодняшнем уровне где-то 26%. Данный рынок обеспечит примерно 202 млрд. куб. м. в год дополнительного спроса, что составит примерно 64% дополнительного спроса в ЕС-30.

Ожидается снижение собственного производства газа в ЕС-15 с 224 млрд. куб. м. в 2000 г. до примерно 196 млрд. куб. м. в 2020 г. При этом, в свою очередь, импорт газа в ЕС-15 возрастет примерно с 40 % до 67%. Это соотношение для ЕС 30 меньше из-за учета Норвегии, как внутреннего поставщика.

Таблица 5.2.2.2. Общий спрос на газ в Европе до 2020 г., млрд. куб. м/ год.

 

1999-2010

2010-2020

1999 – 2020

ЕС-15

114

97

211

Присоединяющиеся

66

37

103

ЕС-30

180

134

314

Источник: [2]

Компоненты общей стоимости дополнительного спроса газа для конечного потребителя на границе при некоторых предположениях (цена нефти 25 долл./барр. при коридоре от 20 до 30 долл./барр. и возрастании стоимости угля с 44 до 51 долл./т) представлены в Таблице 5.2.2.3.

Таблица 5.2.2.3. Прогноз стоимости дополнительного спроса газа, долл./тыс. куб. м.

 

ЕС-15

ЕС -30

базовая

транспортная

базовая

транспортная

2010

98,16

69,40

93,73

64,70

2020

105,35

51,15

103,13

48,39

Источник: [2]

Произойдет возрастание базовой стоимости при снижении транспортных затрат, прежде всего за счет расширения инфраструктуры ЕС по трубопроводному транспорту, прежде всего, с Норвегией, Россией и Алжиром, а по СПГ с регионами Средиземноморья, Персидского залива и Южной Америки.

Общее изменение стоимости, как представляется, продемонстрирует тенденции к снижению. Это обусловлено, помимо либерализации, соотношением спроса и предложения. Баланс по этому соотношению прогнозируется на рассматриваемый период в пользу ЕС.

5.2.3. Основные конкуренты России на газовом рынке стран ЕС

На рынках стран ЕС – крупных импортеров природного газа Россия испытывает сильную конкуренцию со стороны других экспортеров. Основными конкурентами здесь являются Норвегия (30%), Алжир (28%), а также импортный газ из других стран ЕС (12%).

Франция имеет достаточно высокий уровень диверсификации, импортируя газ Норвегии (благодаря достигнутым соглашениям ставшей крупнейшим поставщиком), а также Нидерландов, Алжира и Нигерии. Импортный газ занимает 95% рынка, на долю российского газа приходится 30% (11,1 млрд. куб. м.). Наилучшее положение по диверсификации поставок газа у Германии, которая имеет высокую долю импорта газа (79% – всего, и 58% – от внешних источников) из 5 различных стран по 15 альтернативным маршрутам. Германия в 1999 г. импортировала газ из России (35%), Норвегии (20%), Нидерландов (19%) и Великобритании и Дании (5%). На рынке Германии сильны конкурентные позиции газа экспортеров из ЕС (24% предложения). В Италии, куда Россия поставила в 1998 г. 16,2 млрд. куб. м. природного газа, на ее долю приходится 40% импорта, сильную конкуренцию составляет Алжир (55% импорта). В Австрии газ из России составляет 88% импорта 5,1 млрд. куб. м. в 1998 г., где некоторую конкуренцию составляет газ Норвегии и экспортеров ЕС (по 6%).

Табл. 5.2.5.1. Запасы и добыча природного газа в странах – крупных производителях поставщиках в Европу на 2000 г.

Страна

Разведанные запасы, трлн. куб. м

Добыча, млрд. куб. м

Обеспеченность добычи разведанными запасами, лет

Россия

48,14

551

83,7

Иран

23

52,5

*

Катар

11,5

24

*

Алжир

4,52

82,2

50,6

Туркменистан

2,86

21,3

61,8

Узбекистан

1,87

51,9

34

Казахстан

1,84

9,2

*

Нидерланды

1,77

60,1

26,9

Норвегия

1,25

51

23,8

Азербайджан

0,85

5,6

*

* – более 100 лет

Источник: BP Amoco Statistical Review of World Energy, 2001

Норвегия рассматривается как часть внутреннего газового рынка ЕС с низкими политическими и техническими рисками. Она поставляет газ в европейские страны по долгосрочным контрактам через развитую сеть трубопроводов, проходящих по Норвежскому, Северному и Балтийскому морям (см. Таблицу 5.2.3.2).

Таблица 5.2.3.2. Трубопроводная сеть Норвегия – ЕС.
Трубопроводы в страны ЕС Пункт отправки(месторождение) Пункты назначения Год вводав эксплуатацию Проектная пропускная способность, млрд. куб. м/год
Норпайп Экофиск Эмден 1977 20,5
Фригг* Фригг, Фрей Сент-Фергюс 1977/78 24,2
Зеепайп Слейпнер Зеебрюгге 1993 12,5
Европайп I Драупнер Эмден 1995 13,1
Норфра Драупнер Дюнкерк 1998 16,0
Европайп II Карсто Эмден 1999 16,0

* Нитки Великобритания и Норвегия.

Источник: [7]

Норвегия в настоящее время является третьим по объему поставщиком трубопроводного газа в Европу после России, и ее главным конкурентом. Экспорт газа с норвежских месторождений вырос с 45,2 млрд. куб. м. в 1998 г. до 60 млрд. куб. м. в 2000 г. По прогнозам, к 2006 г. объем добычи превысит 80 млрд. куб. м, что потенциально может в ближайшие годы позволить норвежскому газу поколебать позиции российского газа на рынках Германии, Франции, Австрии и усилить свои позиций на юге Европы (Италия) и на части рынка ЦВЕ (Польша и Чехия).

Нидерланды по состоянию на 2000 г. при современном уровне добычи способны обеспечить добычу в течение 27 лет. В последнее время месторождение Гронинген (в настоящее время используется для балансировки спроса и предложения) демонстрирует признаки истощения, и в связи с этим могут пошатнуться позиции Нидерландов как гибкого экспортера газа в Западной Европе.

Алжир имеет значительный потенциал добычи газа, хотя более 50% добываемого газа закачивается в пласты для увеличения добычи нефти. Ключевым элементом газовой инфраструктуры является огромное месторождение Хасси-Эр’Мелль, на котором текущий объем добычи газа достигает 93 млрд. куб. м/год, из которых 66 млрд. куб. м/год может закачиваться обратно.

С точки зрения укрепления интеграции европейской и алжирской газовой промышленности в целях повышения уровня политической стабильности перспективно участие европейских компаний в разведке, обустройстве месторождений и добыче газа. Компания Sonatrach уже заключила соглашения о стратегическом партнерстве с BP-Amoco, Total, Repsol, Arco, AGIP.

Алжир имеет развитую трубопроводную систему для транспорта газа от месторождений до заводов СПГ в портах Арзу и Скикда, а также экспорта в Италию через Тунис по транссредиземноморскому газопроводу и в Испанию и Португалию через Марокко по трубопроводу GME (Gazoduc Maghreb Europe). Компания SNAM создала полностью принадлежащую ей дочернюю компанию для транспортировки газа через Тунис, а также совместное предприятие с алжирской государственной газовой компанией «Sonatrach» для пересечения Сицилийского пролива.

Политические риски, связанные с транзитными странами, невелики, поскольку между ними и Алжиром нет споров по поводу объемов газа или транзитных тарифов. В настоящее время Марокко получает 1 млрд. куб. м/год природного газа из Алжира как плату за транзит, Тунис – 0,3 млрд. куб. м/год.

Для поставок алжирского газа наибольшим риском является политическая нестабильность. Положительным фактором является заинтересованность Алжира в увеличении доходов от экспорта углеводородов, поскольку с 1998 г. он выплачивает внешний долг, который на конец 1996 г. составлял чуть менее 70% ВВП.

С точки зрения безопасности поставок, хотя технические сложности, угрожающие бесперебойности поставок газа, вряд ли могут возникнуть одновременно на всех трех экспортных трубопроводах, тем не менее, невозможно осуществить замену объемов газа из одного трубопровода на другой, поскольку нет прямого соединения Испания-Франция-Италия. Однако Франция и Испания имеют достаточные резервы СПГ, которые могут быть использованы в случае серьезных перебоев в поставках природного газа.

В 1998 г. Алжир экспортировал в ЕС 48,6 млрд. куб. м. газа, из них 46% – в Италию, 22% – во Францию, существенные объемы также поставлялись в Словению.

В перспективе возможно усиление конкуренции российскому газу со стороны Алжира на рынках Южной Европы. Алжирская газовая компания «Сонатрак» агрессивно действует на рынке Италии и Турции. В будущем, с разработкой месторождения Ин Салах, «Сонатрак» рассчитывает увеличить экспорт газа до 60 млрд. куб. м в краткосрочном и до 100 млрд. куб. м. в долгосрочном периоде.

Иран на 1999 г. имеет доказанные запасы 22750 млрд. куб. м. Пока, из-за американских санкций, разработка газовых месторождений и реализация трубопроводных проектов в Иране затруднена. Еще одним препятствием является большая удаленность (4500 км) Ирана от европейского рынка сбыта. В 1996 г. было подписано долгосрочное (на 22 года) соглашение между Турцией и Ираном о поставках природного газа, которые должны были начаться в 1999 г. Однако, в 2000 г. Турция не завершила в срок строительство участка трубопровода на своей территории. В долгосрочном периоде, в случае ослабления политического давления, Иран может стать сильным конкурентом России на европейском рынке газа.

Казахстан. К концу 2000 года запасы природного газа в Казахстане составляли 1,84 трлн. куб. м. Основное месторождение Карачаганак, запасы которого оценивают в 1,3 трлн. куб. м. Доля крупных, средних и мелких месторождений не столь значительна. К основным месторождениям относят Жанажол, Тенге, Жетыбай, Урихтау, Южный Жетыбай, Каламакс, Узень, Амангельды. Казахстану для внутреннего потребления ежегодно требуется 10-11 млрд. куб. м, но фактически страна потребляет вдвое меньше. При этом добывающая промышленность способна обеспечивать 10-12 млрд. куб. м, а при минимальных инвестициях только Тенгиз и Карачаганак способны увеличить объемы добычи до 12-14 млрд. куб. м. Но этот потенциал остается пока незадействованным ввиду отсутствия транспортной структуры, т.к. основные газовые месторождения находятся на западе и северо-западе страны. В то же время более 60% потребителей находятся на юге и на северо-востоке.

Значительные перекосы в добыче и потреблении не позволяют Казахстану обеспечить достаточный потенциал экспорта газа. Предположительно, если схемы поставок в газодефицитные районы сохранятся (будет достигнута договоренность с Россией, Туркменией, Узбекистаном), то Казахстан сможет экспортировать в год порядка 5-6 млрд. куб. м. Таким образом, единственным потенциальным потребителем казахского газа может оказаться Россия. В настоящее время газ и конденсат по двум параллельным трубопроводам поступает на Оренгбургский ГПЗ. С завода очищенный и осушенный газ идет в российские газопроводы, а жидкая фракция – на башкирские НПЗ (в основном, на «Салаватнефтеоргсинтез»). Существует еще одна возможность значительно увеличить экспорт собственно казахстанского газа – Восточный Кашаган. По предварительным оценкам, запасы Кашагана соответствуют 7 млрд. т.н.э. В настоящий момент месторождение находится на стадии доразведки. Возможен проект сооружения трубопровода непосредственно с месторождения, но это вопрос будущего.

Казахстан может со временем транспортировать свой газ по системе ОАО «Газпром» через Россию на Балканы, в Турцию, Польшу, страны ЕС. После начала коммерческой добычи нефти и попутного газа в казахстанском секторе Каспийского моря в 2005 г. Казахстан, по оптимистическим оценкам, рассчитывает экспортировать через Россию до 50 млрд. куб. м газа в год. Такой объем может быть обеспечен за счет добычи газа на Кашагане консорциумом OKIOC, СП «Тенгизшевройл» и компанией «Карачаганакская интегрированная организация».

Казахстан планирует после 2002 г. довести мощность трубопровода Средняя Азия – Центр, который соединяет Туркменистан и Узбекистан через Казахстан, Россию с Украиной и западными странами, до 70 млрд. куб. м в год с нынешних 40 млрд. куб. м. Для восстановления мощности сети газопроводов Средняя Азия – Центр необходимо затратить ориентировочно около 360 млн. долл. В марте-апреле 2001 г. «КазТрансГаз» ввел в строй участок протяженностью 53 км, что позволило увеличить ежесуточную пропускную способность всего газопровода со 100 млн. куб. м газа до 115-120 млн. куб. м, при этом пропускная способность выросла на 4,02 млрд. куб. м. До ввода этого участка в строй по газопроводу САЦ ежегодно транспортировалось до 35 млрд. куб. м газа.

Азербайджан. По состоянию на конец 2000 г. доказанные запасы природного газа составляли 0,85 трлн. куб. м., добыча 5,3 млрд. куб. м. Более 90% азербайджанских нефтегазовых ресурсов расположены на шельфе Каспийского моря на месторождении Шах-Дениз.

Туркменистан по газовым запасам лидирует среди прикаспийских государств (учитывая запасы внутри Каспийского региона). Действующие месторождения располагаются в бассейне р. Амударьи (Яшлар, Давлатабад, Донмез и др.), а также в котловине Копетдаг и вдоль каспийского побережья Туркменистана. По данным Министерства нефтегазовой промышленности и минеральных ресурсов Туркменистана степень геолого-геофизической изученности территории составляет 65-70%. Свободный газ преимущественно легкий и практически не содержит сероводород. На протяжении 90-х гг. общая добыча газа в Туркменистане неуклонно падала: с 81,9 млрд. куб. м в 1990 г. она сократилась до 12,4 млрд. куб. м в 1998 г., и лишь в 2000 г. поднялась, наконец, до 43,8 млрд. куб. м. В 2001 г. планировалось экспортировать 45 млрд. куб. м газа, в том числе 30 млрд. на Украину, 10 млрд.- в Россию и 5 – в Иран.

По утверждению Президента страны С. Ниязова, к 2005 г. Туркменистан будет в состоянии экспортировать более 75 млрд. куб. м газа в год. Основные маршруты строительства новых газопроводов в Турцию (мощностью в 30 млрд. куб. м газа в год и стоимостью более 2 млрд. долл.), Китай (30 млрд. куб. м и более 6 млрд. долл.), Пакистан (20 млрд. куб. м и 2 млрд. долл.) и Иран (мощностью 15 и 20 млрд. куб. м с неопределенной стоимостью) выступают в качестве альтернативы российским маршрутам. Но ни один из этих проектов не будет реализован в ближайшее время.

Осенью 2000 г. рухнул проект строительства Транскаспийского газопровода (ТКГ), в соответствии с которым Туркменистан собирался доставлять 30 млрд. куб. м газа через Азербайджан в Турцию.

По мере завершения технических расчетов стоимости строительства экспортных маршрутов, оценки емкости рынков сбыта для туркменского газа и себестоимости его производства становится очевидно, что туркменские проекты не могут быть реализованы в ближайшее десятилетие, даже при содействии США и Европейского союза.

«Газпром» займет основное место на турецком рынке, став в 2010 г. поставщиком 30 млрд. куб. м газа. Азербайджан подписал контракт с Турцией на поставку 5 млрд. куб. м газа в 2003 г. с перспективой увеличения до 30 млрд. куб. м к 2015 г. Баку при поддержке «Бритиш Петролеум-Амоко» и несколько других иностранных инвесторов намерены отремонтировать и дотянуть до турецкой границы существующий трубопровод Азербайджан-Грузия. Строительство потребует менее года и обойдется в 0,5 млрд. долл., что выглядит более приемлемым, чем ТКГ со стоимостью более 2 млрд. долл. и продолжительностью строительства около 3 лет.

Приход в Турцию новых объемов российского, азербайджанского, а также иранского газа (в объеме 10 млрд. куб. м в год) в ближайшие три года и перспективы их дальнейшего роста лишают Туркменистан надежд на освоение этого рынка.

Туркменистан отреагировал изменениями своей газовой стратегии, выразившимися в увеличении экспорта по существующей трубопроводной системе Средняя Азия – Центр через Россию. Вслед за контрактом на поставку дополнительных 10 млрд. куб. м газа «Газпрому», Туркменистан заключил аналогичное соглашение с Украиной. Оно предусматривает поставку на Украину в 2001 г. 30 млрд. куб. м туркменского газа. Основная задача, стоящая перед Россией на данном этапе, заключается в более гибком подходе к желанию Туркменстана экспортировать свой газ, используя мощности ОАО «Газпром».

Узбекистан. Запасы природного газа, оцениваемые в 1,87 млрд. куб. м, в основном сосредоточены на месторождениях Шуртан, Зеварды и Кокдумалак. Объем добычи колеблется на уровне 52,2 млрд. куб. м.

Участие западных компаний в развитии нефтегазового комплекса республики крайне ограничено. Виной тому – недостаточные экспортные возможности, жесткий протекционизм в экономической политике и отсутствие разработанной системы законодательства в области энергетики. В результате разведкой и добычей узбекских углеводородов до сих пор не занимается ни одна нефтегазовая компания с мировым именем.

Запасы сосредоточены в южных и восточных, наиболее нестабильных с военно-политической точки зрения, областях. Основная часть находится в Бухаро-Хивинском районе (примерно 60% из 160 известных месторождений), и в окрестностях Ферганы (около 20%).

Добыча газа в течение 90-х гг. выросла с 42 млрд. куб. м в 1992 г. до 48 млрд. куб. м в 1997 г. В 1997 г. в Узбекистане было открыто более 130 месторождений, содержащих коммерческие запасы, в 1999 г. бурение велось более чем на 50 из них.

Постепенное падение добычи Узбекистан намерен возместить за счет разработки перспективных структур Кандым и Гарби. В долговременной перспективе планируется начать разведку новых запасов с помощью иностранных инвесторов. Как это будет происходить пока неясно – работавшие в Узбекистане Unocal и Enron недавно свернули свою деятельность под предлогом отсутствия рынков.

Крупным импортером узбекского газа является «Итера», подписавшая в 1999 г. соглашение о поставках 3,2 млрд. куб. м. Помимо этого, «Итера» заключила контракт о транзите через территорию России 1 млрд. куб. м. газа, предназначенного к продаже в Армении, Грузии и Украине (на условиях бартера).

Сегодня обсуждаются два варианта:

- увеличение пропускной способности газопровода, соединяющего Узбекистан с Россией, с целью транспортировки узбекского газа в Европу.

- участие в строительстве одного из азиатских трубопроводов.

Узбекский газ, даже в случае роста его добычи и экспорта, вряд ли сможет конкурировать с российским газом на европейском рынке. Помимо высокой стоимости транспортировки, он нуждается в дополнительной переработке из-за высокого содержания серы. Привлекательным для сбыта добываемого в Узбекистане газа может стать российский рынок.

5.2.4. Ценовая конкуренция на рынке ЕС

При расчете цен на будущие поставки газа в Европу по методу маржинальных цен были приняты во внимание технологический прогресс, состояние рынка газа и расстояние от места реализации проектов до границы ЕС [2].

В Таблицах 5.2.4.1 и 5.2.4.2. приведены структуры цены газа на границе ЕС-15 и ЕС-30 по вариантам на период 2010-2020 гг.

Таблица 5.2.4.1. Оценка минимальной нижней цены природного газа на границе региона ЕС-15 к 2010-2020 гг., долл./тыс. куб. м.

 

Цена месторождения*

Транспорт

Транзит

Всего

Алжир через «Медигаз»

12,4

17,4

 

29,9

Алжир через GME

12,4

18,5

6,1

37,1

Алжир через Сардинию и Корсику

12,4

24,9

 

37,3

Алжир через «Трансмед»

12,4

27,4

5,5

45,4

Ливия – Сицилия

13,8

32,6

 

46,5

Великобритания

47,0

5,5

 

52,6

Россия (Волго-Уральский регион) через Украину

13,8

31,5

7,7

53,1

Ирак через Турцию

13,8

40,7

 

54,5

Норвегия – спутниковые месторождения Северного моря – по трубопроводу

36,0

19,4

 

55,3

Газ азербайджанского шельфа через Турцию

13,8

41,2

1,7

56,7

Туркменистан через Каспий

11,1

40,4

7,2

58,6

Иран через Турцию

8,3

51,7

 

60,0

Норвегия – месторождения Северного моря трубопроводом

33,2

27,7

 

60,9

Россия (Надым-Пур-Тазовский район) через Беларусь

11,1

47,6

4,4

63,1

Алжир – СПГ

12,4

54,5

 

66,9

Россия (Надым-Пур-Тазовский район) через Балтику

11,1

58,9

 

70,0

– СПГ

16,6

53,9

 

70,5

Россия – через Голубой поток

13,8

56,7

 

70,5

Ливия СПГ

13,8

58,1

 

71,9

Россия – Баренцево море – через Балтику

22,1

53,4

 

75,5

Россия (Надым-Пур-Тазовский район) через Украину

11,1

58,4

7,7

77,2

Россия (Ямал) через Беларусь

22,1

52,0

4,4

78,6

Туркменистан через Россию/Украину

11,1

49,0

21,6

81,6

Катар СПГ

8,3

68,0

5,5

81,9

Нигерия СПГ

16,6

66,4

 

83,0

Венесуэла СПГ

16,6

66,4

 

83,0

Тринидад СПГ

16,6

66,4

 

83,0

Йемен СПГ

13,8

65,3

5,5

84,6

Иран СПГ

8,3

70,8

5,5

84,6

Туркменистан – Иран

11,1

55,3

19,1

85,5

ОАЭ СПГ

9,7

70,3

5,5

85,5

Россия – Ямал через Балтику

22,1

63,6

 

85,7

Оман СПГ

11,1

70,8

5,5

87,4

Норвегия – Баренцево море СПГ

33,2

62,0

 

95,2

Источник: [2]

Таблица 5.2.4.2 Оценка минимальной нижней цены природного газа на границе региона ЕС-30 к 2010-2020 гг., долл./тыс. куб. м.

 

Цена месторо-ждения*

Транспорт

Транзит

Всего

Алжир через «Медигаз»

12,4

17,4

 

29,9

Ирак в Турцию

13,8

17,7

 

31,5

Газ азербайджанского шельфа в Турцию

13,8

18,3

1,7

33,7

Алжир через ГМЕ

12,4

18,5

6,1

37,1

Иран в Турцию

8,3

28,8

 

37,1

Алжир через Сардинию-Корсику

12,4

24,9

 

37,3

Египет трубопровод – до Турции

16,6

24,9

 

41,5

Россия – через Голубой поток

13,8

29,9

 

43,7

Россия (Волго-Уральский регион) через Украину

13,8

23,2

7,7

44,8

Алжир через «Трансмед»

12,4

27,4

5,5

45,4

Ливия трубопроводом на Сицилию

13,8

32,6

 

46,5

Туркменистан через Каспий

11,1

32,1

7,2

50,3

Великобритания

47,0

5,5

 

52,6

Норвегия – спутниковые месторождения Северного моря – трубопроводом

36,0

19,4

 

55,3

Россия (Надым-Пур-Тазовский район) – Беларусь

11,1

40,1

4,4

55,6

Норвегия – месторождения Северного моря трубопроводом

33,2

27,7

 

60,9

Туркменистан – Иран

11,1

32,4

19,1

62,5

Алжир – СПГ

12,4

54,5

 

66,9

Россия (Надым-Пур-Тазовский район) – Украина

11,1

50,1

7,7

68,9

Туркменистан через Россию/Украину

11,1

58,1

 

69,2

Россия (Надым-Пур-Тазовский район) – через Балтику

11,1

58,9

 

70,0

Египет – СПГ

16,6

53,9

 

70,5

Россия – Ямал – через Беларусь

22,1

45,1

4,4

71,6

Ливия СПГ

11,1

40,7

21,6

73,3

Россия – Баренцево море – через Балтику

22,1

53,4

 

75,5

Катар СПГ

8,3

64,4

5,5

78,3

Йемен СПГ

13,8

61,7

5,5

81,0

Иран СПГ

8,3

67,2

5,5

81,0

ОАЭ СПГ

9,7

66,7

5,5

81,9

Нигерия СПГ

16,6

66,4

 

83,0

Венесуэла СПГ

16,6

66,4

 

83,0

Тринидад СПГ

16,6

66,4

 

83,0

Оман СПГ

11,1

66,9

5,5

83,5

Россия Ямал – через Балтику

22,1

63,6

 

85,7

Норвегия – Баренцево море – СПГ

33,2

62,0

 

95,2

Источник: [2]

Рассмотрение структуры газа позволяет сделать следующие выводы.

ЕС-15. Наиболее дешевым из проанализированных вариантов является трубопроводный газ из Алжира, затем из Ливии. Во всех схемах себестоимость поставляемого газа составляет не выше 47 долл./тыс. куб. м при себестоимости трубопроводного газа трубопровода Медигаз из Алжира до Мадрида или до Барселоны примерно 30,4 долл. /тыс. куб. м.

Затем следует газ Норвегии из Северного и затем Норвежского моря и газ Каспийского региона, с себестоимостью поставки примерно 55,3-60,9 долл./тыс. куб. м.

Себестоимость новых поставок газа до Германии с месторождений Надым-Пур-Тазовского района России составит примерно 63,6 долл./тыс. куб. м. через Белоруссию и 64,2 долл./тыс. куб. м. через Балтию. Себестоимость газа из Баренцева моря составит примерно 69,7 долл./тыс. куб. м., а Ямальского полуострова – около 74,5 долл./тыс. куб. м.

ЕС-30. В целом варианты ЕС-30 и ЕС-15 сильно не различаются. В ЕС-30, благодаря близости Турции к месторождениям газа, три страны – Ирак, Иран и Россия обладают себестоимостью поставок газа ниже 47 долл./тыс. куб. м.

Базовые цены газа дополнительного спроса к 2020 году для трех сценариев цен на нефть (20 долл./барр., 25 долл./барр. и 30 долл./барр.), составляющие примерно 97,92, 105,38 и 112,85 долл./тыс. куб. м., соответственно, показывают запас по ренте для максимальной цены поставки российского газа 12,1-27,1 долл. /тыс. куб. м., что является в принципе приемлемой величиной, особенно с учетом того, что реальные поставки, как предполагается, дадут не меньше 19-34 долл./тыс. куб. м.

В Таблице 5.2.4.3 представлены экспортные возможности потенциальных поставщиков газа в регионы ЕС-15 и ЕС-30 на период до 2010 и 2020 гг.

Таблица 5.2.4.3 Прогнозируемый объем экспортных поставок в регионы ЕС-15 и ЕС-30 на период 2010 – 2020 годов, млрд. куб. м.

 

ЕС -15

ЕС-30

 

2000

2010

2020

2000

2010

2020

Россия

73

113

113

130

200

201

Норвегия

50

90

110

50

100

120

Алжир

55

82

105

60

90

115

Ливия

1

11

35

1

11

35

Азербайджан

 

6

13

 

15

30

Иран

 

 

16

 

10

30

Египет

 

12

25

 

12

25

Ирак

 

7

17

 

10

20

Нигерия

1

15

20

1

15

20

Катар

1

5

10

1

5

10

Тринидад и Тобаго

1

5

10

1

5

10

Туркменистан

 

 

 

 

 

10

Йемен

 

2

4

 

2

4

ОАЭ

1

2

2

1

2

2

Источник: [2]

Сравнивая прогнозируемые объемы дополнительно поставляемого газа с ростом спроса в ЕС [2], можно отметить следующее.

Общие потенциальные дополнительные внешние поставки в ЕС-15 к периоду 2010 г. составят примерно 167 млрд. куб. м, при общей потребности в импорте 112 млрд. куб. м, что составляет потенциально 49% избыток над импортными потребностями. К 2020 г. поставки могут быть оценены почти в 300 млрд. куб. м, по сравнению с общими потребностями в импортном газе примерно в 240 млрд. куб. м., что представляет потенциальный избыток 24%.

Общий объем дополнительных поставок в регион ЕС-30 к периоду 2020 г. оценивается в 182 млрд. куб. м. при потребностях в импорте 130 млрд. куб. м., что составляет 40% избыток. К 2020 г. эти цифры составляют 316 и 271 млрд. куб. м., с соответствующим избытком 24%.

Отсюда видно, что к 2010 г. образуется значительный потенциальный избыток, который несколько сокращается к 2020 г., но тем не менее остается достаточно значительным. В то же время, если какие-либо новые источники газа и не будут реализованы, Россия, Иран и Северная Африка смогут легко заместить это снабжение.

Дефицит газа при снижении доли России на рынке не будет слишком существенным и, таким образом, цены российского газа на границе ЕС будут стремиться к некоторому значению внутри базового коридора, определяемому структурой топливно-энергетического баланса при усилении конкуренции с учетом транспортных затрат и повышения качества газа. При этом зависимость цены газа от цены нефти будет в дальнейшем снижаться в результате либерализации.

Основным газотранспортным коридором ЕС до 2020 г. должна стать Турция, вследствие чего необходимо будет строительство двух путей, через страны ЮВЕ в Австрию и в Италию через Грецию. Сооружение новых газовых коридоров через Албанию, Македонию, Боснию-Герцеговину, Хорватию и Словению позволит этим странам получить адекватные объемы поставок газа и облегчить передачу через Турцию и Грецию в Италию и другие страны ЦВЕ.

Также должны быть построены дополнительные терминалы по регазификации СПГ с целью приема газа от намечаемых к реализации проектов в Египте и Персидском заливе, а также газа с Алжира, Нигерии и Тринидада.

Около 75 млрд. куб. м. газа к 2020 г. (36 млрд. куб. м. к 2010 г.) по цене не свыше 47,02 долл./тыс. куб. м. могут быть потенциально поставлены из Северной Африки, что, поскольку потребности в импорте составят 112 и 240 млрд. куб .м, оставит возможность для конкуренции дополнительных объемов российского газа в объеме до 20 млрд. куб. м. при базовой цене не ниже 70 долл./тыс. куб. м. При этом поставки со Штокмановского месторождения под вопросом. Для региона ЕС-30 возможны поставки дополнительно до 40 млрд. куб. м. при цене не ниже 64 долл./тыс. куб. м. в 2010 г. и 45-50 млрд. куб. м. при цене не ниже 55 долл./тыс. куб. м. без учета налогообложения.

6. Уроки и выводы для России из опыта либерализации рынка газа в ЕС

Опыт либерализации газовых рынков в ЕС представляет интерес для России с двух точек зрения:

а) как данный опыт может быть использован в практике реформ газовой отрасли России;

б) как процессы либерализации и реформирования газового рынка в ЕС повлияют на перспективы работы российских компаний на этих рынках.

Возможности применения опыта реформирования газовой отрасли в ЕС в России

1. Цели либерализации и реформирования газового рынка в ЕС и в России во многом схожи, но имеется и ряд существенных различий.

Создание единого рынка газа ЕС преследует две основные цели – обеспечить надежность снабжения газом путем диверсификации поставок, повышения инвестиционных стимулов для развития инфраструктуры газа и добиться предпосылок для снижения цен на газ для потребителей.

В России проекты реформирования исходят из необходимости повышения цен на газ, потому что необоснованно низкие регулируемые цены на газ внутри России в сочетании с естественным ростом себестоимости добычи газа в связи с истощением относительно легкодоступных сеноманских месторождений делает продажи газа на внутреннем рынке нерентабельными. Повышение цен на газ необходимо также независимым производителям газа и нефтяным компаниям для того, чтобы они имели возможность рентабельно развивать новые проекты и месторождения и конкурировать с ОАО «Газпром».

По иному стоят для России и вопросы надежного снабжения газом – с политической и экономической точек зрения. Для Европы «энергетическая безопасность» и «надежность поставок» означают: для производителей – наличие рынка потребления, для потребителей – право выбора производителя и поставщика энергии. Для России эти же слова означают более полное насыщение внутреннего рынка, включая поставки бюджетным организациям и населению, бесперебойность и эффективность экспортных поставок.

2. Различия в целях реформ на газовом рынке в России и в ЕС обусловлены в первую очередь различием стартовых условий и ситуации на самих газовых рынках. Для наглядности можно сравнить условия России и одного из пионеров либерализации – Великобритании.

Таблица. Стартовые условия в России и Великобритании к началу реформ на газовых рынках

РОССИЯ

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ

Доминирующий производитель газа (примерно 90%, около 70% запасов газа). Объем добычи снижается. Добыча диверсифицированная, хотя и в стадии стагнации.
Огромные расстояния и доминирующая роль транспорта, добыча из уникальных месторождений Средние расстояния для транспорта, добыча из множества относительно небольших месторождений
Долгосрочные экспортные контракты и важная роль в газоснабжении Европы в целом Замкнутая (до конца 1998 г.) система газоснабжения
Внутренний рынок газа из-за низких цен малопривлекателен. Задача преобразований – повысить эффективность газовой отрасли. Внутренние цены чрезмерно высоки вследствие монополизма поставщика. Задача – снизить уровень цен.
Большая роль региональных элит в 90-ые гг. и газового фактора в их политике Жестко централизованная политика
Непоследовательная политика преобразований с минимальной «технической» поддержкой. «Пунктирное» регулирование Последовательное осуществление этапов реформ на политическом и «техническом» уровне («Сетевой Кодекс» и т.п.)
В 90-ые гг. принимались только те меры и в той форме, которая устраивала субъект регулирования. Жесткое осуществление ясной программы, с конкретными решениями по всему кругу вопросов.

Особо следует отметить размеры России, обусловливающие громадные размеры газотранспортной системы, уникальные запасы газа, которые делают Россию одним из важнейших игроков на газовых рынках мира и, в особенности, Европы, очень высокую степень монополизации рынка и различия в уровне развития газовой инфраструктуры в европейской и восточной части России.

Из Таблицы видны не только различия в стартовой ситуации реформирования рынка газа, но и необходимые условия успешности российской реформы газовой отрасли: последовательность, этапность, жесткий контроль и управление «сверху» ходом реформы.

3. Различия в целях и в условиях осуществления реформ требуют осторожности при заимствовании опыта ЕС в целях использования применимых инструментов и подходов к российским условиям.

4. Анализ опыта Европы свидетельствует, что приемлемой и эффективной для всех стран единой стратегии реформирования газовой отрасли не существует. Тем не менее страны идут на реформирование в силу необходимости, диктуемой рынком, и под нажимом руководящих органов ЕС.

5. Можно выделить следующие общие принципы реформирования газовой отрасли и рынков для всех стран ЕС:

· Требования недискриминационного доступа потребителей и производителей к магистральным газопроводным системам и хранилищам газа.

· Разделение деятельности по транспорту, хранению, добыче и торговле газом на уровне собственности либо управления.

· Введение торговли вторичными мощностями по транспортировке и хранению газа.

· Постепенное увеличение прозрачности рынка, обеспечиваемое путем публикации информации о поставках, спросе, мощностях и ценах.

На наш взгляд имеет смысл принять эти общие принципы и для реформирования газовой отрасли России.

6. Опыт различных стран свидетельствует, что стратегия реформ во многом определяется уровнем развития отрасли в той или иной стране. Можно выделить несколько этапов развития рынков газа.

А. Зарождение отрасли. Характеризуется небольшим спросом, возникновением основных объектов инфраструктуры, небольшим числом участников, высоким уровнем государственного регулирования и зачастую государственной монополией в отрасли. Сегодня на этой стадии находятся Индия и Филиппины.

На данной стадии наиболее эффективно использование централизованного государственного регулирования.

Б. Этап роста. Отличается бурным ростом спроса на газ в промышленности и энергетике, ростом числа крупных проектов и началом интеграции инфраструктуры. Наблюдается рост числа участников и появление долгосрочных контрактов. Появляется проблема стороннего доступа к резервным мощностям. Примером стран, которые находятся на данной стадии, являются Италия и Испания.

Рынок на этом этапе наиболее чувствителен к сторонним инвестициям. Необходимо установление корректных правил формирования и перераспределения собственности, правил ведения бизнеса.

В. Этап развития. Отмечается замедление темпов роста спроса. Предполагает хорошо развитую инфраструктуру с внутренними взаимосвязями, большое количество участников при небольшой эффективности торговли. Крупные потребители получают возможность выбирать поставщиков. Открывается доступ к вторичному рынку мощностей. Основное внимание уделяется проблемам эффективности и цен. Сегодня на этом этапе находятся Великобритания, США и Австралия.

Наличие развитой инфраструктуры с одной стороны, вынуждает, а, с другой стороны, дает возможность проведения либерализации отрасли. Позитивная роль государства заключается преимущественно в создании стимулов и контроле за «разумностью» стратегий и действий субъектов.

Г. Либеральный этап. Начало насыщения спроса, полностью развитая инфраструктура (центры торговли, системы ИХГ, ПХГ и т.д.). Большое число участников и дезинтегрированные цепочки снабжения газом. Интенсивная конкуренция, низкая прибыльность операций. Развитая система краткосрочных контрактов. Четкие правила торговли и освобождение цен в регулируемых секторах.

Это прогнозируемые характеристики, и ни одна страна пока не дошла в развитии до этого этапа.

Россию в современных условиях невозможно отнести к какому-либо одному этапу с точки зрения развития ее газовых рынков. Уникальной особенностью газовой отрасли России является тот факт, что европейская и азиатская части страны находятся на разных этапах развития. Если европейскую часть можно отнести ко второму этапу с тенденцией перехода на третий, то в азиатской части наблюдается только зарождение и развитие соответствующей инфраструктуры, т.е. речь идет о первом этапе развития.

Таким образом, при формировании механизмов регулирования газовой отрасли в России необходимо использовать гибкие сложносоставные подходы, типичные для разных этапов развития рынка.

7. Опыт ЕС демонстрирует, что государственная энергетическая политика должна учитывать, что:

· энергетика в своем развитии неизбежно вступает в конфликты с целями других отраслей экономики;

· рыночные решения не всегда эффективны, в силу чего требуется государственное регулирование.

8. К примеру, переход газовой отрасли от этапа роста к этапу развития характеризуется конфликтом между государством и отраслью. Обычно монополизированная к этому моменту газовая отрасль выстраивает специфические отношения с окружающими субъектами и характерное «государственное» устройство. Попытки открыть доступ к инфраструктуре и вторичным мощностям вызывают заметное сопротивление монополистов. Основным аргументом отрасли против изменения устоявшейся структуры является предполагаемая угроза снижения надежности газоснабжения.

В этой ситуации решение об изменении структуры отношений в газовой отрасли носит во многом политический характер. Экономическое обоснование подобной политики на этой стадии можно получить только при сильном государственном нажиме, в частности из-за нежелания предоставлять объективные данные и отсутствия инициативы к какому-либо реформированию в самой отрасли.

9. Анализ опыта ЕС демонстрирует, что отделение газотранспортных систем от производства и сбыта газа, в том числе на уровне собственности – стратегически необходимый шаг, который не несет никакой угрозы стабильности поставок.

До сих пор стабильность поставок газа обеспечивалось, главным образом, с помощью долгосрочных контрактов между производителями и поставщиками. Вследствие либерализации рынка газа стабильность газоснабжения достигается и усиливается четко определением обязательств всех участников рынка, развитием конкуренции между поставщиками газа под контролем ситуации со стороны регулирующего органа.

Существенным моментом реформирования газовой отрасли является разработка и внедрение адекватной системы тарифов на магистральный транспорт газа. Правильные методики позволяют устанавливать более справедливые тарифы и способствуют прекращению перекрестного субсидирования. В условиях масштабной инфраструктуры наиболее эффективны составные системы тарифов[41] – линейный при магистральной транспортировке, типа «вход-выход» при региональном распределении и типа «почтовый» на уровне локальных ГРО.

10. Доступ третьей стороны (ДТС) необходим для снижения барьеров на пути развития конкуренции в газовой отрасли и снижения возможности перекрестного субсидирования аффилированных компаний. В законе «О газоснабжении..» сказано (ст.27): «Организации – собственники систем газоснабжения обязаны обеспечить недискриминационный доступ любым организациям, осуществляющим деятельность на территории Российской Федерации, к свободным мощностям принадлежащих им газотранспортных и газораспределительных сетей в порядке, установленном Правительством Российской Федерации». Необходимо лишь воплотить принцип в практике функционирования российской газотранспортной инфраструктуры.

11. Ключевым фактором обеспечения успешного реформирования является создание и поддержание эффективного функционирования независимого регулирующего органа.

Сроки проведения реформ в газовой отрасли сравнимы со сроками инвестиционных процессов и могут занимать десятилетия, а значит и прогнозный срок деятельности регулятора в ходе реформирования должен быть рассчитан на период не менее 10 лет.

Основной функционирования такой структуры должны быть арбитражные и административные механизмы и четкие прозрачные регламенты.

Страны ЕС заложили в свои бюджеты содержание таких структур в стоимости в среднем 15 млн. евро в год при средней численности персонала 65 человек. В некоторых странах эти цифры даже существенно выше (в Великобритании в OFGEM 340 сотрудников с бюджетом более 100 млн. евро). Вместе с тем важность задач, выполняемых такими структурами, всегда окупает расходы на регулирование.

12. Инвесторам нужна определенность и долгосрочная стабильность правил регулирования при проведении реформ газовой отрасли, устанавливаемых с учетом специфики функционирования субъектов в различных видах деятельности (добыча, транспорт и хранение, распределение).

Для того чтобы инвестор в газовой отрасли России чувствовал себя уверенно необходимо в первую очередь обеспечить стабильность налогового режима, гарантировать право собственности, а также предсказуемость и прозрачность государственного регулирования и механизмов ценообразования на газ и тарифов на его транспортировку.

13. В ЕС в настоящее время тратятся гигантские суммы на попытки технологического объединения газотранспортных систем. Из европейского опыта следует, что государство может путем экономического стимулирования и поощрения, добиться эффективной работы технологической цепочки.

Единая диспетчеризация газовых потоков составляет существенное преимущество российского рынка. Поэтому отделение газотранспортных систем по собственности не должно производиться с раздроблением указанных систем. Необходимость централизации диспетчерского управления допускает то, что объекты газотранспортной инфраструктуры могут находиться, как у одного собственника ЕСГ, так и в руках нескольких различных собственников.

14. Либерализация ценообразования на рынке газа с одновременным усилением конкуренции, как показывает опыт ЕС, не ведет сама по себе к снижению или увеличению цен на газ. Она высвобождает механизмы изменения цены и стимулы к инвестициям, и увеличивает возможность управления потреблением. В ряде стран ЕС в течение 1998-2001 гг. можно было наблюдать падение цен для крупных потребителей и оптовых цен (но вовсе необязательно у розничных потребителей). Тем не менее опережающий рост спроса на природный газ в ЕС при сохраняющейся относительной привязке цен нефти и газа привел к росту средневзвешенных цен на наиболее либерализованных рынках в среднем до 20% за период 1999-2002 гг.

Но в условиях роста конкуренции это сопровождается значительным ростом вложений в производство и развитие инфраструктуры транспорта и хранения газа, а также увеличением диверсификации поставок, что создает предпосылки к расширению предложения и усиления конкуренции «газ-газ».

Как показывает опыт ЕС, либерализация цен на газ открывает возможность для действия рыночных механизмов спроса и предложения, которые и устанавливают ценовой баланс. Существенным для России является и то, что либерализация цен в условиях конкуренции приводит к значительному росту инвестиций, в которых на текущий момент в газовой отрасли наблюдается серьезная нехватка

Кроме того, существенным последствием либерализации является возможность создания на базе физической балансировки коммерческой балансировки и постепенный отказ от свойственных России прямых административных мер регулирования потребления в т.ч. топливных балансов.

Возможные последствия реформирования газовых рынков ЕС для России

1. Перспектива увеличения зависимости ЕС от внешних поставок газа предоставляет потенциальные возможности для российского экспорта газа. С другой стороны, меры, принимаемые ЕС для обеспечения своей энергетической безопасности, включая стремление диверсифицировать поставки, неизбежно приведут к повышению конкуренции среди поставщиков газа в Европу. Отсюда вытекают следующие возможные сценарии развития ситуации с экспортом российского газа в ЕС:

А. Рост спроса на неевропейский газ в ЕС будет компенсироваться за счет поставок газа от новых поставщиков (например, Иран и Катар), а относительная доля российского газа в Европе будет уменьшаться при сохранении абсолютного объема физических поставок газа.

Б. Возможен рост доли российского газа на рынке Европы, как в абсолютном выражении, так и в процентном соотношении. Но для этого необходимы как существенные перемены и повышение гибкости существующей системы экспорта газа, так и развитие добывающей и газотранспортной инфраструктуры в России.

В. Промежуточные сценарии.

По какому сценарию будут развиваться события зависит в основном от развития ситуации в газовой отрасли России и – в меньшей степени – от процессов либерализации рынка газа в ЕС.

2. Многие страны ЕС используют как договорные, так и регулируемые принципы доступа к системам транспорта и хранения газа. Анализ тенденций показывает, что в ближайшей перспективе в этом вопросе ситуация не изменится, и получение экономически эффективного доступа к европейской газовой инфраструктуре, особенно в Германии и Франции, для российских поставщиков потребует еще значительного времени, сил и средств. В частности, неблагоприятные режимы балансировки для внешних пользователей и скрытая дискриминация в пользу аффилированных структур Ruhrgas AG не позволяют выйти на розничные рынки газа западной части Германии без приобретения газотранспортных и газораспределительных систем, что требует дополнительной экономической проработки.

3. Долгосрочные контракты должны и будут продолжать оставаться важной частью газового рынка после его либерализации. Однако, они должны стать более гибкими и совместимыми с правилами конкуренции. В дополнение к долгосрочным контрактам постепенно будут появляться более гибкие краткосрочные газовые контракты. Директива 98/30/ЕС предписывает заключать или продлевать долгосрочные контракты типа «бери или плати» после вступления в силу Директивы с осторожностью, но следует отметить, что Комиссия смягчила свою первоначально безоговорочную критику долгосрочных контрактов на поставку газа.

4. Проблемой для России остается финансирование масштабных долгосрочных проектов в газовой отрасли, особенно в свете «неположительного» отношения ЕС к практике долгосрочных контрактов. Но практический опыт ЕС показывает, что финансовое сообщество в состоянии просчитать перспективы спроса на газ в конкретных регионах, конкуренцию, стабильность поставок и другие факторы при определении целесообразности инвестиций в крупные проекты. Таким образом, долгосрочные контракты на поставку газа не являются сугубо непременным условием финансирования объемных инвестиционных программ.

Ссылки

1. Report to determine changes after opening of the Gas Market in August 2000, prepared for the DG Energy and Transport, DRI/WEFA, July 2001.

2. Assessment of internal and external gas supply options for the EU prepared for DG Energy and Transport, Observatoire Mediterraneen de l’Energie (OME), October 2001.

3. Views on proposed Directive amending Directive 98/30/EC, The European Union of the Natural Gas Industry, док. S/EUR/01/1334, 05.10.01

4. First report on the implementation of the internal electricity and gas market, SEC (2001) 1957, Brussels, 5.12.2001

5. «Third Party Access to Gas Networks in the EU» prepared for the European Federation of

Energy Traders by The Brattle Group, March 2001.

6. Green Paper, EU Commission, Brussels, November 2000.

7. EU Security of Gas Supply Study, Wood Mackenzie Consultants Ltd & University of Dundee for the European Commission, April 1998.



[1] Новая статья требует единогласия для «решений о мерах, соответствующих экономической ситуации, в частности, если возникают серьезные трудности в снабжении определенными товарами».[2] L. dе Palacio, The Creation of a Fully Operational Energy Market. World Economic Forum, Davos, 29 January 2001.[3] Среди других документов следует упомянуть Директиву Совета 90/377/ЕЕС от 29 июня 1990 г., касающуюся процедуры Сообщества по повышению прозрачности цен на газ и электроэнергию, по которым для промышленности устанавливается плата за них.[4] В числе других документов этого этапа – Директива 94/22/ЕС Европейского парламента и Совета от 30 мая 1994 г. об условиях предоставления и использования разрешений на проведение изыскательских работ, разведку и добычу углеводородов; Решение Совета 96/391/ЕС от 28 марта 1996 г., устанавливающее ряд мер, направленных на создание более благоприятных условий для развития трансъевропейских сетей в энергетическом секторе; Регламент Совета №736/96/ЕС от 22 апреля 1996 г. об уведомлении Комиссии об инвестиционных проектах, представляющих интерес для Сообщества в области нефти, природного газа и электроэнергии; Решение № 1254/96/ЕС Европейского парламента и Совета от 5 июня 1996 г., устанавливающее ряд руководящих принципов для трансъевропейских энергетических сетей; Директива Европейского парламента и Совета 96/92/ЕС от 19 декабря 1996 г., касающаяся общих правил функционирования внутреннего рынка электроэнергии; Решение Совета 96/391/ЕС от 28 марта 1996 г., определяющее ряд мер, направленных на создание более благоприятных условий для развития трансъевропейских сетей в энергетической области; Доклад Комиссии Совету и Европейскому парламенту о внешнем измерении трансъевропейских энергетических сетей (COM(97) 125 final); Решение 1254/96/ЕС Европейского парламента и Совета от 15 июня 1996 г., определяющее ряд руководящих принципов для трансъевропейских сетей; Предложение Комиссии ввести общую систему налогообложения на энергетические материалы и продукты (1997); Доклад Комиссии от 23 апреля 1997 г. об общих перспективах политики и действий в области энергетики (COM(97) 167 final); Ежегодный доклад Комиссии по трансъевропейским сетям (1997); Доклад Комиссии о Решении Совета по учреждению рамочной программы действий в области энергетики (1997 г.); Второй доклад Комиссии о положения дел с либерализацией энергетических рынков (4 мая 1999 г.).[5] Документы текущего этапа включают в себя Зеленую книгу по безопасности энергоснабжения ЕС (ноябрь 2000 г.), Предложение Комиссии по Регламенту Европейского парламента и Совета по условиям доступа к сетям для трансграничной торговли электроэнергией от 28 июня 2001 г. и Доклад Комиссии Совету и Европейскому парламенту «Европейская энергетическая инфраструктура» (декабрь 2001 г.).[6] EU Energy. 14 February, 2002, p.23.[7] Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council amending Directives 96/92/EC and 98/30/EC concerning common rules for the internal market in electricity and natural gas; Brussels, 13.3.2001. COM(2001) 125 final. 2001/0077 (COD). 2001/0078 (COD).

[8] L. de Palacio, Energy Market Liberalization: Pitfalls and Benefits. World Economic Forum, New York, 3 February 2002.

[9] Communication from Commission, Brussels. OJC 17, 19.1. 2001, р. 4.

[10] См. специальный Протокол и Декларацию к Амстердамскому договору (подписан 2 октября 1997 г., вступил в силу 1 мая 1999 г.).

[11] Более подробно см. в Discussion Note on Public Service Obligations prepared for the Second meeting of the Follow-up Group on the Gas Directive, 29 April 1999

[12] Loyola de Palacio, Energy Market Liberalization: Pitfalls and Benefits. World Economic Forum, New York, 3 February 2002.

[13] Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council amending Directives 96/92/EC and 98/30/EC concerning common rules for the internal market in electricity and natural gas. Brussels, 13.3.2001. COM(2001) 125 final. 2001/0077 (COD). 2001/0078 (COD).

[14] Loyola de Palacio. La Politique Energetique Europeenne et Acces des Citoyens a l’Energie Seminaire «Ouverture des marches». Bruxelles, le 5 mars 2002.

[15] Более подробно об основных правах потребителей говорится в ст. 17 Предложения Комиссии по Директиве Европейского парламента и Совета по услугам универсального характера и правам пользователей, связанным с сетями электронной связи и услугами (СОМ(2000) 392), 12 июля 2000 г.

[16] Workshop on the Internal Market for Gas. European Commission – World Вank Action Plan for Candidate Countries of Central and Eastern Europe and Cyprus. Brussels, 4-5 May 1999, p..6.

[17] L. de Palacio. Energy Market Liberalisation: Pitfalls and Benefits. World Economic Forum. New York, 3 February 2002. Г-н Б.Бергман, Председатель Исполнительного Совета компании «Рургаз АГ», c удовлетворением заявил: «Нам приятно отметить, что Комиссия ЕС более не заявляет о своей оппозиции в отношении долгосрочных контрактов, однако она нападает на отдельные их положения. Вмешательство Комиссии в газовый бизнес неограничено и точно не останавливается на вмешательство в использование инфраструктуры». Gas in Europe between Market Forces and Regulatory Intervention. Sanderstolen, 7 February 2002.

[18] European Energy Infrastructure. Communication from the Commission to the Council and the European Parliament. December 2001, p.27.

[19] Отголоски такого подхода проявились со стороны ЕС и на переговорах по транзитному протоколу в рамках Конференции по Энергетической Хартии.

[20] Комиссия предлагает одно изменение – добавить положение о том, что переговоры по контрактам о доступе к системе проводятся не только с газовыми предприятиями, но и с соответствующим оператором системы.

[21] Комиссия не предлагает изменений в этих формулировках и в своих предложения воспроизводит нынешнюю ст. 16 как абзац 3 новой ст. 15.

[22] Report to the Council and the European Parliament on Harmonization Requirements. Directive 98/30/EC Concerning Common Rules for the Internal Market for Natural Gas. Commission of the European Communities. Brussels, 23 November 1999. Com (1999) 612, p. 6. См. Также раздел об инициативах ЕС в области энергетической инфраструктуры.

[23] L. de Palacio, Opening up the Transport and Energy Sectors in Europe: Time to Decide. Norwegian Polytechnic Association, Oslo, 7 February 2002, p. 3.

[24] L. de Palacio, Opening up the Transport and Energy Sectors in Europe: Time to Decide. Norwegian Polytechnic Association, Oslo, 7 February 2002, p. 3.

[25] В проекте Комиссии по внесению поправок в действующую Директиву по газу предлагается, чтобы квалифицированным покупателям газа предоставлялись права по доступу третьей стороны к транспортным и распределительным системам и сооружениям СПГ, а также к газохранилищам (проект новых ст. 14 и 15).

[26] Кроме того, государство-новый рынок может претендовать на изъятие в связи с необходимостью выполнять обязательства по долгосрочному контракту типа «бери или плати» на основании ст. 25.

[27] См. Completing the Internal Energy Market. Commission Staff Working Paper. Commission of the European Communities. Brussels, 12.03.2001. SEC (2001) 438, p.65-67.

[28] Completing the Internal Energy Market. Commission Staff Working Paper. Commission of the European Communities. Brussels, 12.03.2001. SEC (2001) 438, p.66. Это же подчеркивается в Пояснительном меморандуме о пересмотре Директив по электроэнергии и газу: «Должно быть соглашение между ЕС и третьими странами о взаимном доступе на рынки…».

[29] Completing the Internal Energy Market. Commission Staff Working Paper. Commission of the European Communities. Brussels, 12.03.2001. SEC (2001) 438, p.66.

[30] Report to the Council and the European Parliament on Harmonization Requirements. Directive 98/30/EC Concerning Common Rules for the Internal Market for Natural Gas. Commission of the European Communities. Brussels, 23 November 1999. Com (1999) 612, p. 8.

[31] Там же, p. 6.

[32] Communication from the Commission to the Council and the European Parliament. Completing the Internal Energy Market. Brussels, 13.3.2001. COM(2001) 125 final. 2001/0077 (COD), 2001/0078 (COD), p.28.

[33] Доклад Комисси Совету и Европейскому парламенту о европейской энергетической инфраструктуре, Предложение по Решению, пересматривающему руководящие принципы для Трансъевропейской энергетической сети и доклад об исполнении Программы Трансъевропейской энергетической сети на 1996-2001 гг.

[34] Л. де Паласио. DN:IP/01/1890. 20.12.2001.

[35] См. First Report on the Implementation of the Internal Electricity and Gas Market, SEC (2001) 1957, 03.12.2001. Brussels.

[36] Executive Summary. First Report on the Implementation of the Internal Electricity and Gas Market. Executive Summary. Brussels, 3.12.2001. SEC (2001) 1957, p. V.

[37] Presidency Conclusions. Barcelona European Council. 15 and 16 March 2002.

[38] Находится в процедуре банкротства, вследствие чего его активы могут быть проданы другой компании

[39] Основное, первое (март 2001 г.), второе (май 2002 г.)

[40] Латвия, Литва, Польша, Чехия, Венгрия, Словакия, Румыния, Словения, Болгария, Турция, Кипр, , Мальта, Швейцария и Норвегия

* Без учета налогов

* Без учета налогов

[41] Линейный тариф – устанавливается в зависимости от линейного расстояния транспортировки газа.

Тариф типа «вход-выход» – в пределах территории фиксируются «точки входа» и «точки выхода», отдельно устанавливаются тарифы на закачку газа в систему для каждой «точки входа» и на отбор газа для каждой «точки выхода».

Почтовый тариф – в пределах одной территориальной зоны устанавливается единый тариф, независимо от расстояния транспортировки

Список сокращений

БГ – «Бритиш Гэс»

ГТС – газотранспортная система

ДГ – Директива по газу – Директива от 22 июня 1998 г. Европейского Парламента и Совета 98/30/ЕС относительно общих правил внутреннего рынка природного газа

ДТС – доступ третьей стороны

ДЭХ – Договор к Энергетической Хартии от 17 декабря 1994 г.

ВТО – Всемирная торговая организация

ГАТТ – Генеральное соглашение по тарифам и торговле 1994 г.

ЕС, Сообщества – Европейский Союз, Европейские Сообщества (ЕС, Европейское объединение угля и стали (Договор истек в 2002 г.) и Европейское Сообщество в области атомной промышленности)

КЭС, Еврокомиссия, Комиссия, Европейская Комиссия – Комиссия Европейских Сообществ

Совет, Евросовет – Совет министров стран-участниц ЕС

ЕАСТ – Европейская Ассоциация свободной торговли

РНБ – режим наибольшего благоприятствования

НР – национальный режим

Европарламент – Европейский Парламент

ОТС – операторы транспортных сетей

ПХГ – подземное хранилище газа

ЦВЕ – Центральная и Восточная Европа

СПГ – сжиженный природный газ

Еврогаз – Европейский союз газовой промышленности

OFGEM – Office of Gas and Electricity Markets (Великобритания)

GTE – Gas Transmission Europe, Ассоциация владельцев/операторов газотранспортных систем в Европе

ЕСГ – Единая система газоснабжения

т.н.э. – тонна нефтяного эквивалента

ФЭК России – Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации

Теги: , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , |Рубрики: Зарубежный опыт, Обзоры и исследования | Комментарии отключены

Комментарии закрыты