Газова промисловість України та її регіональні особливості

Особливістю роботи приватних нафтогазовидобувних компаній в Україні є те, що вони, як правило, інвестують недостатньо коштів у проведення геофізичних робіт і геологічне буріння з метою відкриття нових родовищ, а працюють на родовищах, що були відкриті ще за радянських часів.

Проте потенціал збільшення вилучення вуглеводнів за рахунок інтенсифікації видобутку на родовищах, які знаходяться на стадії експлуатації або підготовки до розробки є невеликим і може дозволити наростити видобуток до 2017р. не більше, ніж на 2 млрд. мі/рік.

У межах нафтогазових регіонів вирізняють чотири нафтогазоносні провінції, які складаються з 11 областей і 35 нафтогазоносних районів.

Станом на 1 січня 2012р., доведені запаси природного газу в Україні за офіційними даними, складали 1193 млрд. мі (категорія С2+С3), прогнозні ресурси газу становлять 3491 млрд. мі (категорія D1).

Компанією HIS CERA розвідані та імовірні запаси оцінюються у 2880 млрд. мі - майже відповідають показнику початкових запасів АВС1, визначених за українською методикою (табл. 3.1).

Таблиця 3.1

Початкові традиційні запаси та прогнозні ресурси газу України

Східний регіон має прогнозні ресурси, за українською методикою, у 1516 млрд. мі, або 43% загальних. Понад 50% їх розміщуються на глибині 4000-6000 м. Перспективним регіоном пошуку та освоєння нових родовищ в Україні є шельф Чорного та Азовського морів. Його прогнозні ресурси газу оцінюються в обсязі 1602 млрд. мі, або 46% загальних. З них близько 60% залягають на глибині понад 100 м. Через низький показник розвіданості Азовсько-Чорноморського регіону, освоєння початкових ресурсів не перевищує 4%; коефіцієнт успішності пошукових робіт становить 0,45.

Отже, ресурсна база, за умови її ефективного використання, дозволяє не лише забезпечувати упродовж тривалого часу стабільні обсяги видобутку, але й наростити їх у перспективі. Необхідною передумовою цього є проведення достатніх обсягів геофізичних досліджень і пошуково-розвідувального буріння. Це могло б забезпечити відтворення запасів вуглеводнів, яке б перевищувало обсяги їх видобутку у 23 рази.

Проте, протягом 1991-2012рр. показник відтворення запасів знизився з 43,3 до 26,2 млн. т у.п./рік, або на 39,5%. Головною причиною цього стало зменшення обсягів геологорозвідувального буріння з 424,6 до 250 тис. м/рік, або на 41,1% (рис. 3.11 і 3.12).

Рис. 3.11. Приріст запасів вуглеводнів в Україні

Рис. 3.12. Обсяги геолого-розвідувального буріння в Україні

Нетрадиційні запаси та ресурси.

До цього часу в Україні, як і в інших країнах Європи, достатньо глибоких геологічних досліджень з метою оцінювання видобувного потенціалу сланцевого газу та газу щільних колекторів не проводилося. Єдиними джерелами інформації, на які можна спиратися для оцінки прогнозних запасів нетрадиційного газу, є дослідження, проведені у 2008-2010рр. Міністерством енергетики США та відомої консалтингової компанії HIS CERA.

За показником прогнозних обсягів нетрадиційного газу, Україна належить до 10 найперспективніших країн світу щодо потенційних можливостей видобутку - їх сумарний обсяг перевищує 20 трлн. мі. Прогнозні ресурси сланцевого газу оцінюються у 1,2 трлн. мі, газу щільних колекторів - 8,5 трлн. мі, метану вугільних пластів - понад 12 трлн. мі.

Однак, підтверджені запаси, обліковані в Державному балансі корисних копалин України, є лише стосовно метану вугільних родовищ.

Підтвердження запасів і виявлення перспективних площ сланцевого газу та газу щільних колекторів потребує проведення масштабних пошуково-геологічних робіт, на що знадобиться близько $1млрд. інвестицій протягом 45 років.

Згідно з експертними оцінками, поклади нетрадиційного газу містяться на двох ділянках: українська частина Люблінського прогину (Західна Україна) та Дніпровсько-Донецька западина (Східна Україна) (рис. 3.13).

Рис. 3.13. Нетрадиційний газ в Україні

Дніпровсько-Донецька западина має площу близько 100 тис. кмІ, імовірна глибина залягання нетрадиційного газу - 2-4 км. Площа української частини Люблінського прогину складає близько 68 тис. мІ, імовірна глибина залягання сланцевого газу - 2-3 км.

Сьогодні зберігається висока увага іноземних компаній до України як перспективної країни видобутку нетрадиційного газу, що підтверджується як вже укладеними угодами провідних нафтогазових компаній світу, так й підготовкою інвестиційних конкурсів для укладання нових угод.

За прогнозами, у 2015р. можуть бути пробурені перші свердловини, а перший комерційний газ, за сприятливих обставин, буде отримано не раніше 2019р. Імовірність знаходження в Україні великих і привабливих, з точки зору комерційного видобутку, запасів сланцевого газу та газу щільних колекторів не перевищує 30%.

Як вказувалося раніше, значні прогнозні обсяги нетрадиційного газу відкривають для України перспективи для збільшення власного видобутку. Однак, необхідно враховувати, що його собівартість через технологічні та екологічні проблеми є суттєво вищою, ніж традиційного газу, що призводить до виникнення додаткових комерційних ризиків. За даними компанії HIS CERA, собівартість сланцевого газу в Європі залежно від складності розробки родовища становить від $176 до $282 за 1000 мі.

Деякі європейські держави, зокрема, Франція, Швейцарія, Чехія та Болгарія заборонили видобувати на своїй території сланцевий газ через побоювання виникнення екологічних проблем. Натомість, приклад освоєння родовищ нетрадиційного газу у США засвідчує реальну можливість мінімізувати екологічні ризики у випадку досягнення балансу інтересів між видобувачами, державними органами та громадськістю.

Провідні нафтогазові компанії довели, що завдяки впровадженню сучасних технологій та за умов державного й громадського контролю розробка родовищ нетрадиційного газу може бути цілком безпечною.

Крім того, заміщення газом вугілля та нафтопродуктів знижує викиди парникових газів до атмосфери та сприяє виконанню кліматичних угод. Водночас, реалізація проектів видобутку нетрадиційного газу є менш ризикованим способом виробництва енергії, порівняно з розвитком ядерної енергетики.

Прогноз видобутку традиційних і нетрадиційних ресурсів.

Україна володіє достатніми ресурсами як традиційного, так і нетрадиційного газу для збільшення загального видобутку в період до 2030р. за базовим сценарієм на 2325 млрд. мі/рік, порівняно з теперішнім рівнем - до 45 млрд. мі/рік.

Прогнозується, що цей приріст буде досягнуто завдяки збільшенню видобутку традиційних ресурсів на 10 млрд. мі/рік (переважно за рахунок освоєння родовищ Чорноморського шельфу) та нетрадиційних ресурсів - на 15 млрд. мі/рік. (діаграма “Прогноз видобутку газу в Україні ”).

Головні механізми збільшення видобутку - відтворювання динамічними темпами запасів, що у 2-3 рази перевищують поточний видобуток; збільшення коефіцієнту вилучення на старих родовищах за допомогою таких геологічно-технічних засобів, як гідравлічний розрив, реперфорація та обробка привибійних зон свердловини.

Необхідною умовою досягнення базового рівня видобутку газу до 2030р. - є збільшення на порядок інвестицій в геологорозвідку.

Загальний щорічний обсяг капітальних вкладень у газовидобуток має збільшитися з $0,8-1,0 млрд. до $79 млрд. шляхом радикального покращення інвестиційного клімату в країні.

Якщо цього не відбудеться, то навіть підписані УРП з провідними міжнародними компаніями не гарантуватимуть успішної реалізації проектів з пошуку та освоєння нових газових родовищ.

У разі, коли умови інвестування в Україні залишатимуться незадовільними, видобуток газу в Україні до 2030р. не перевищуватиме 15-20 млрд. мі/рік.

3.4 Пропозиції щодо подальшого розвитку газової промисловості України

1. Україна повинна найближчим часом провести консультації з Європейською Комісією щодо узгодження дати підписання УА - документа, в положеннях якого визначена програма глибоких політичних, економічних і соціальних перетворень в Україні, у т.ч. в енергетиці.

2. У найкоротші терміни необхідно переглянути стратегію реформування газового сектору України з визначенням його чіткої структурної перебудови, конкретних дій та термінів їх виконання. Такий шлях означатиме прийняття нового комплексного законодавства, виходячи з того факту, що Третій енергетичний пакет (ТЕП) є частиною міжнародних зобов'язань країн-учасниць ДЕС. Таким чином, до 1 січня 2015р. потрібно:

* забезпечити функціональне відокремлення системних операторів (компаній) від НАК “Нафтогаз України” у відповідності до вимог ТЕП;

* визначити статус та забезпечити захист найбільш вразливих споживачів відповідно до вимог ТЕП, встановивши мінімальні обсяги для укладення контрактів з постачальниками та передбачивши безкоштовне право споживача змінювати місцевого провайдера газу;

* забезпечити вільний та недискримінаційний доступ до мереж постачання газу відповідно до Регламенту (ЄС) No1775/2005, згідно з Протоколом про приєднання України до ДЕС, а також Регламенту (ЄС) No715/2009, що є обов'язковим для всіх європейських операторів газотранспортних систем.

3. У зв'язку з приєднанням України до ДЕС, має бути посилена взаємодія з Європейським Союзом стосовно завершення створення єдиного газового ринку, одним з основних інструментів якої є якісна зміна ролі НКРЕ, що полягає у зростанні самостійності регулятора та його тісній кооперації з регуляторами країн-членів ЄС, а також з наддержавним координуючим регуляторним органом - ACER.

4. Для збільшення реверсних поставок природного газу до 15-20 млрд. мі слід створити нормативно-правові та технологічні умови повної синхронізації ГТС України і країн ЄС (Польщі, Словаччини, Угорщини, Румунії).

5. Країни Каспійського регіону володіють великим потенціалом для диверсифікації поставок газу до ЄС та України, тому існує нагальна потреба поглиблення співробітництва з ними, але для цього необхідно активізувати зусилля, спрямовані на збалансування взаємних інтересів. Інакше, інтереси ЄС і України, які значною мірою збігаються у цьому регіоні, не будуть реалізовані через посилення там позицій Китаю та Росії.

6. Зміни цінової політики повинні бути обов'язково підкріплені реформами газового ринку на засадах адаптації законодавства ЄС у рамках ДЕС та створенням дієвої системи адресного субсидування вразливих категорій населення. Нова система субсидування повинна базуватися на принципі відмови від дотацій шляхом встановлення низьких цін і виділення державних коштів суб'єктам господарювання. Замість цього, слід субсидувати грошима безпосередньо малозабезпечені групи населення - виходячи з фактично спожитого ними газу й тепла.

7. Протягом 2014-2017рр. ціни на газ для побутових споживачів і компаній з виробництва теплової енергії доцільно поступово підвищити до рівня, що забезпечує покриття його ринкової вартості.

8. Серед промислових споживачів найбільший потенціал енергозбереження мають підприємства енергетичного комплексу, металургії та хімічної промисловості. До базових заходів зі скорочення споживання у промисловості належать:

* заміна мартенівських печей на кисневі конвертери;

* утилізація та побічне використання коксодоменних газів;

* використання технологій інтенсифікації спалювання вугілля, зокрема, вдування пиловугільного палива;

* заміна на ТЕС природного газу вугіллям за умови застосування ефективних фільтрів з очищення шкідливих викидів у атмосферу.

1. Наслідком укладеного у 2009р. між НАК “Нафтогаз України” та ВАТ “Газпром” контракту стало стрімке зростання цін на газ. Водночас, цим чинником зумовлені деякі позитивні тенденції: різке зниження закупівлі російського газу, зростання стимулів до підвищення енергоефективності у промисловості, залучення міжнародних компаній до інвестицій у газовидобуток, започаткування поставок з країн ЄС.

2. Протягом 2014-2017рр. ціни на газ для побутових споживачів і компаній з виробництва теплової енергії доцільно поступово підвищити до рівня, що забезпечує покриття його ринкової вартості. Нова система субсидування повинна базуватися на принципі відмови від дотацій шляхом встановлення низьких цін і виділення державних коштів суб'єктам господарювання.

3.У разі створення сприятливого інвестиційного клімату в країні, Україна у період до 2030р. за рахунок енергозбереження та нарощування видобутку традиційних і нетрадиційних ресурсів здатна досягнути рівня повного самозабезпечення власним газом.

РОЗДІЛ 4. ЗАКОНОДАВЧЕ ТА ОРГАНІЗАЦІЙНЕ ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ РЕГУЛЮВАННЯ ГАЗОВОГО СЕКТОРУ ЕКОНОМІКИ УКРАЇНИ

4.1 Законодавство України в нафтогазовій галузі

Необхідність реформування нафтогазового комплексу України, який дістався Україні після розпаду СРСР і був неефективним в умовах незалежного існування держави та нових ринкових умовах діяльності, була визначена у другій половині 90 рр. і відповідно був взятий курс на реструктуризацію галузі.

До основних документів, які визначали цілі та напрямки реформування нафтогазової галузі, слід віднести Укази Президента України «Про заходи щодо реалізації державної політики у сфері природних монополій »No 853/97 від 19 серпня 1997 року, «Про реформування нафтогазового комплексу України» No 151/98 від 25 лютого 1998 року, постанову Кабінету Міністрів України «Про напрямки реформування нафтогазової галузі» No 1510 від 16 грудня 1996 року.

Згідно із зазначеною вище постановою Кабінету Міністрів України до пріоритетних напрямків реформування нафтогазової галузі було віднесено: створення вертикально інтегрованих нафтогазових компаній; формування ринку природного газу через створення складових ринкової інфраструктури, пов'язаних із забезпеченням та гарантуванням здійснення контрактів купівлі-продажу природного газу; приватизацію підприємств газопостачання; створення регулюючого органу із покладенням на нього функцій державного регулювання суб'єктів природних монополій у нафтогазовій галузі; прийняття нормативних актів з питань забезпечення проведення основних напрямів реформування нафтогазового комплексу України.

Пізніше наприкінці 1997 року Указом Президента України «Про заходи щодо реалізації державної політики у сфері природних монополій» основними напрямками реформування нафтогазового сектору економіки України були визначені: поступове відокремлення діяльності, пов'язаної з транспортуванням природного газу як магістральними, так і розподільними газопроводами, від діяльності, пов'язаної з видобутком природного газу, переробкою газового конденсату, будівельними та буровими роботами тощо; розроблення схеми функціонування оптового ринку природного газу, яка виключала б можливість монополізації внутрішнього ринку газу і забезпечувала захист національних інтересів, оптимізацію імпортних закупівель газу, та поступове запровадження її починаючи з 1998 року; забезпечення можливості укладення прямих договорів (контрактів) між продавцями та покупцями з гарантією транспортування газу магістральними та розподільними газопроводами; перегляд тарифної системи з метою встановлення економічно-обґрунтованих тарифів на транспортування і зберігання газу, а також врахування під час формування оптових цін на енергоносії всіх витрат, пов'язаних з їх транспортуванням, зберіганням та реалізацією.

З моменту прийняття цього Указу у зазначених напрямках мало що було зроблено і можна констатувати, що законодавство України, яке б забезпечило реалізацію визначених вище напрямків реформування нафтогазової галузі, знаходиться на стадії свого становлення.

До основних нормативно-правових актів, що регулюють відносини у нафтогазовій галузі, необхідно віднести Закони України «Про нафту і газ», «Про природні монополії», «Про трубопровідний транспорт», «Про ратифікацію Договору до Енергетичної Хартії та Протоколу до Енергетичної Хартії з питань енергетичної ефективності і суміжних екологічних аспектів» та інші законодавчі акти, які опосередковано стосується суб'єктів, які здійснюють діяльність у нафтогазовій галузі, зокрема, «Про ліцензування певних видів господарської діяльності».

На сьогоднішній день основним законодавчим актом України у нафтогазовій сфері є Закон України «Про нафту і газ» 2001 року. Закон визначає основні правові, економічні та організаційні засади діяльності нафтогазової галузі України та регулює відносини, пов'язані з особливостями користування нафтогазоносними надрами, видобутком, транспортуванням, зберіганням та використанням нафти, газу та продуктів їх переробки з метою забезпечення енергетичної безпеки України, розвитку конкурентних відносин у нафтогазовій галузі, захисту прав усіх суб'єктів відносин, що виникають у зв'язку з геологічним вивченням нафтогазоносності надр, розробкою родовищ нафти і газу, переробкою нафти і газу, зберіганням, транспортуванням та реалізацією нафти, газу та продуктів їх переробки, споживачів нафти і газу та працівників галузі.

Проте, визначаючи предметом свого регулювання відносини, які виникають у сфері транспортування і використання нафти і газу та продуктів їх переробки, норми цього закону передусім спрямовані на правове регулювання особливостей використання нафтогазоносних надр, їх геологічного вивчення, видобутку нафти і газу.

Таким чином, норми Закону в основному присвячені правовому регулюванню технологічних питань розвідки та видобутку нафти та газу, функціонування газотранспортної системи та підземних сховищ газу, тоді як питання регулювання транспортування та постачання нафти і газу в ньому практично не врегульовані.

Виняток становлять положення розділу 1 Закону, статтею 1 якого наводиться поняття «газотранспортна система України» і «магістральний трубопровідний транспорт нафти і газ», положення перших двох розділів Закону, якими визначаються загальні принципи політики у нафтогазовій галузі і завдання державного управління та регулювання у галузі, та норми розділу 8 Закону, що стосуються передусім магістрального трубопровідного транспорту нафти і газу і забезпечення функціонування газотранспортної системи.

Закон України «Про нафту і газ» залишається до цього часу єдиним галузевим законодавчим актом, який визначає організаційно-правові основи діяльності нафтогазової галузі, як складової економіки, і містить низку вихідних положень і принципів, які регулюють правовідносини у всіх сферах нафтогазової галузі в цілому, але проте не визначає ринкові засади функціонування ринків природного газу та нафти.

Крім того, важливі зобов'язання України у нафтогазовій сфері містяться у міжнародних договорах, підписаних між Україною та іншими державами.

Серед них -- Угода про експорт російського природного газу до України та його транзит територією України до європейських країн від 18 січня 1994 року, Угода про гарантії транзиту російського природного газу територією України від 22 грудня 2000 року, Угода про додаткові заходи щодо забезпечення транзиту російського природного газу територією України від 4 жовтня 2001 року, Угода про стратегічне співробітництво в газовій галузі від 7 жовтня 2002 року, Угода про заходи щодо забезпечення стратегічного співробітництва в газовій галузі від 18 вересня 2004 року, Угода про проведення узгодженої політики в галузі транзиту нафти і нафтопродуктів магістральними трубопроводами та інші.

В межах компетенції, визначеної Конституцією України та законодавчими актами України, здійснення правотворчості у нафтогазовій сфері належить Президенту України, Кабінету Міністрів України, Мінпаливенерго України, НКРЕ.

Правові норми, встановлені законами, реалізуються у підзаконних актах, які регулюють переважну частину правовідносин у нафтогазовій галузі.

4.2 Правова база євроінтеграції газового сектору України

Євроінтеграційні прагнення України в енергетичній сфері спираються на договірну базу двосторонніх відносин, зафіксовану в Меморандумі між Україною та ЄС про взаєморозуміння щодо співробітництва в енергетичній галузі від 1 грудня 2005р. (Меморандум). Документом визначено головну мету співробітництва в енергетиці - інтеграція нормативно-правової бази енергетичних ринків України до єдиного правового простору ЄС на базі поступової імплементації acquis ЄС для підвищення рівня європейської енергетичної безпеки та розвитку конкурентних ринків.

Просування України до цієї мети доцільно розглядати як важливу складову поглибленої економічної і політичної співпраці між Україною та ЄС у рамках УА, в основу якої покладена стратегія реалізації визначеної Меморандумом мети, включно з положеннями про створення глибокої та всеосяжної Зони вільної торгівлі (ЗВТ). Фундамент договірної бази та досягнутих домовленостей складають інструменти двостороннього співробітництва, що регулюють виконання зобов'язань України та ЄС в газовому секторі.

Результатом довготривалих переговорів між сторонами став ретельно підготовлений проект УА - документ, в положеннях якого практично втілена для України чітка програма глибоких політичних, економічних і соціальних перетворень. Етапи цієї програми органічно взаємопов'язані, що зумовлює їх виконання у чітко структурований та логічно обґрунтований спосіб. Положення УА та ЗВТ спрямовані на посилення співробітництва у сфері енергетики за новим поглибленим форматом відносин між двома сторонами.

Необхідно зробити наголос на двох суттєвих чинниках, що вирішальним чином впливатимуть на подальший прогрес України в розбудові відносин з ЄС у газовій сфері. Насамперед, це стосується захисту іноземних інвестицій, відповідно до положень Договору до Енергетичної Хартії (ДЕХ) з виконання зобов'язань, що набувають чинності для України як за Протоколом про приєднання до ДЕС, так й положеннями УА після 1 січня 2015р.

По-перше, ДЕХ є єдиним міжнародним правовим механізмом, що регулює захист іноземних інвестицій в енергетичній сфері. Захист іноземних інвестицій за цим Договором безумовно поширюється на зовнішні зобов'язання України, зокрема, в частині укладення угод з іноземними компаніями, залученими до розробки перспективних газових родовищ в Україні (охоплюючи розвідку, видобування сланцевого газу та роботу на шельфі Чорного моря). Відповідно до ст.26 ДЕХ “щодо врегулювання спорів між інвесторами та приймаючими урядами”, в разі порушення прав інвесторів, передбачається передача розгляду спорів до міжнародних інстанцій:

* Міжнародного центру по врегулюванню інвестиційних спорів Конвенції про порядок вирішення інвестиційних спорів між державами та іноземними особами;

* Арбітражного суду, утвореного відповідно до Арбітражного регламенту Комісії ООН з права міжнародної торгівлі;

* Арбітражного інституту Торгової палати Стокгольма.

Ефективність і дієвість вирішення інвестиційних спорів згідно з положеннями ст.26 ДЕХ доведена, зокрема, фактом винесення рішень національними судовими та міжнародними арбітражними установами на користь інвесторів у спорах з Росією у справі про експропріацію активів компанії ЮКОС на загальну суму позовів понад $100 млрд.

По-друге, необхідно докладніше зупинитися на деяких суттєвих положеннях Третього пакета енергетичного законодавства ЄС (ТЕП), яким були закладені основи рішучої лібералізації енергетичного ринку Євросоюзу.

У вересні 2007р. Європейська Комісія (ЄК) розробила та запропонувала на розгляд низку оновлених директив з лібералізації енергетичного ринку ЄС.

Таким чином, ЄК здійснила цілеспрямовані кроки щодо впровадження принципу “відокремлення” з метою усунення головної передумови існування монопольного положення вертикально інтегрованих компаній на ринку ЄС, зокрема - володіння інфраструктурою постачання та розподільчими мережами, що надає можливість монопольно контролювати безпосередній доступ до кінцевого споживача.

На переконання ЄК, саме на рівні кінцевого споживача формується (а за умов існування монополії - диктується) найвища ціна енергії. Водночас, найбільш негативним і конкретним прикладом, що спонукав ЄК внести радикальні зміни до енергетичного законодавства ЄС, була діяльність європейських “компаній-чемпіонів”, зокрема, у Франції, Німеччині та Італії - EDF (Франція), E.ON (Німеччина) та ENІ (Італія).

З 2007р. точилася запекла дискусія ЄК з компаніями-монополістами через необхідність реалізації основоположної мети цього пакета - принципу “відокремлення”. Як наслідок, ТЕП набув чинності лише у вересні 2009р. У його основу покладені директиви ЄС No2009/73/EC про внутрішній ринок газу та No2009/72/EC про внутрішній ринок електроенергії.

За результатом досягнутого компромісу було передбачено два варіанти розв'язання цієї проблеми, а пізніше, на вимогу Франції та Німеччини, було додано третій варіант.

Системні регулюючі оператори.

Низкою регламентів ТЕП були створені нові системні оператори з регулювання європейськими газовими (ENTSO-G) та електричними мережами (ENTSO-E), а також єдиний регулятор ЄС (ACER).

Головна мета створення ACER полягає в тому, щоб нове добровільне співробітництво між національними регулюючими органами здійснювалося в рамках структури ЄС, яка має чітку компетенцію і повноваження ухвалювати індивідуальні регуляторні рішення.

Відповідно до положень ТЕП, встановлені механізми співробітництва національних регуляторів енергетики, гармонізовані їх повноваження та забезпечена незалежність.

ACER відкритий для співпраці з третіми країнами, які уклали угоди з ЄС, ухвалили та застосовують законодавство ЄС в енергетичній галузі та, у відповідних випадках, у галузі довкілля та конкуренції. На підставі цих угод складаються домовленості, що конкретизують, зокрема, зміст, сфери і процедурні аспекти участі цих країн у роботі європейського регулятора, включно з положеннями, пов'язаними з фінансовими внесками та персоналом.

У зв'язку з приєднанням України до Енергетичного співтовариства, має бути посилена взаємодія з ЄС стосовно завершення розбудови єдиного внутрішнього ринку, одним з основних інструментів якої є якісна зміна ролі регуляторів енергетики.

Головні принципи посилення ролі регулювання полягають, зокрема у:

* суттєвому розширенні та ускладненні завдань і повноважень національних регулюючих органів;

* підвищених вимогах до двостороннього та регіонального співробітництва національних регуляторів, насамперед, з транскордонних питань передачі енергії;

* створенні першого наднаціонального регуляторного органу в енергетиці ЄС - ACER.

4.3 Правові та технологічні аспекти синхронізації газотранспортних систем України та ЄС

Синхронізація функціонування ГТС України і мережі ENTSO-G є необхідним елементом як інтеграції газових ринків, так і енергетичної безпеки обох сторін. Успішна синхронізація газових мереж України та ЄС практично скасовує “прокляття” транзиту російського газу територією нашої держави, оскільки поступово відкриває можливість західним енергетичним компаніям і трейдерам закуповувати російський газ на східному кордоні України, а контракти з його транспортування укладати з українським оператором ГТС.

Такий результат можливо досягти за умов юридичної, технічної та регуляторної підтримки та забезпечення з боку України.

Синхронізація ГТС є важливою в контексті посилення надійності функціонування інтегрованого газового ринку обох сторін з охопленням як транспортної інфраструктури, так і ПСГ України.

Реформування Україною газового сектору на базі зобов'язань України в рамках ДЕС - є обов'язковою передумовою повноцінної синхронізації ГТС.

Наведені нижче фактори лише підкреслюють необхідність невідкладно розпочати створення засад синхронізації газових мереж України та ЄС:

* енергетичні компанії у 2013р. розпочали поставки до України природного газу з ЄС, що реально проявилося в розбудові перших диверсифікаційних маршрутів;

* плани будівництва та запуску першого в Україні СПГ-термінала в середньостроковій перспективі спрямовані на виведення українського ринку газу за межі російської монопольної залежності;

* планується збільшення видобування власного природного газу із залученням міжнародних компаній Shell, Chevron на суходолі, а консорціуму на чолі із ExxonMobil, а також за участі італійської Eni та французької EdF - на газових родовищах шельфу Чорного моря;

* ЄК розглядає можливість зберігання газу в українських ПСГ в обсягах 35-60 млрд. мі.

Привертають увагу слова Комісара ЄС з питань енергетики Г.Оттінгера, сказані ним у Брюсселі під час прес-конференції 14 жовтня 2013р.: “Підготовка до того, щоб вдихнути нове життя в українську газотранспортну мережу разом із Європейським інвестиційним банком, Європейським банком реконструкції та розвитку і Світовим банком, відбувається у правильному напрямі. Я сподіваюся, що в наступні роки ми зможемо інвестувати в цю трубу мільйони. Україна для нас - важливий партнер, член Енергетичного співтовариства”.

Напередодні очікуваного підписання УА такі сигнали з боку ЄС були надзвичайно своєчасними. Йдеться, насамперед, про виконання умов Директиви No2003/55/ЕС стосовно спільних правил для внутрішнього ринку природного газу, положення якої мали бути впроваджені до 1 січня 2012р., як зазначено у Протоколі про приєднання України до ДЕС. Наразі дочірні компанії НАК “Нафтогаз України” перетворено на публічні акціонерні товариства, але які, утім, залишаються залежними не тільки від материнської компанії, але й від профільного міністерства.

Без реального реформування газового сектору структурний перегляд діяльності оператора ГТС за правилами ЄС є неможливим. За умов синхронізації та збільшення потужностей українських ПСГ постане питання про адаптацію тарифної політики щодо зберігання газу, послуг з його закачування та відбору з ПСГ України до умов ведення бізнесу в ЄС.

Переваги для користування українськими ПСГ для інвесторів і трейдерів пов'язуватимуться із гармонізацією чинного законодавства з правовою базою ЄС, що гарантуватимуть виконання контрактів щодо надійної подачі газу відповідно до вказаних маршрутів і термінів.

Розвиток газового сектору України в контексті євроінтеграції необхідно розглядати як процес реформування газового ринку, що відповідатиме міжнародним і правовим зобов'язанням України. Основними чинними правовими документами міжнародної співпраці України в цій сфері залишається ДЕС.

Це вимагає забезпечення виконання наступних заходів.

1. Відповідно до положень Директиви Європейського Співтовариства 2003/55/EC потрібно встановити нові терміни стосовно визнання споживачів у якості кваліфікованих, а саме:

* з 1 липня 2014р. - усіх споживачів, які здійснюють споживання не для побутових цілей (не виконано до 1 січня 2012р.);

* з 1 січня 2017р. - усіх споживачів (сьогодні встановлений термін - з 1 січня 2015р.).

2. З метою поступового переходу від субсидування до економічно обґрунтованих тарифів на газ та електроенергію для споживачів, невідкладно представити до Секретаріату ДЕС План дій щодо виконання Меморандуму про взаєморозуміння із соціальних питань у контексті ДЕС.

3. Прискорити прийняття закону про статус незалежного регулятора.

4. Офіційно підтвердити згоду України щодо внесення ТЕП до положень ДЕС.

5. Використовувати формат членства в ДЕС з метою:

* вплив у на формування порядку денного засідань Газової координаційної групи ЄС, що буде особливо важливим чинником під час розв'язання кризових ситуацій, пов'язаних з поставками та транзитом російського газу територією України;

* сприяння встановленню партнерських відносин українських регулятора та операторів мереж транспортування газу та електроенергії з відповідними структурами ЄС - ACER та ENTSO-G.

ВИСНОВКИ

Газовий сектор України вже довгий час знаходиться на роздоріжжі, марнуючи свій значний невикористаний потенціал в умовах зростаючих викликів.

Наразі країна ще не втратила унікальної можливості здійснити глибокі ринкові перетворення й модернізацію інфраструктури газової промисловості, що сприятиме енергетичній безпеці, диверсифікації поставок і зниженню енергоємності економіки.

Посилене співробітництво з ЄС відкрило Україні додаткові можливості для розвитку та євроінтеграції її газового сектору. Державні та фінансові структури ЄС після приєднання України 1 лютого 2011р. до Договору про заснування Енергетичного Співтовариства (ДЕС) розширили фінансову та консультативну допомогу українському Уряду в розробці сучасної моделі енергетичних ринків і запропонували заходи галузевої підтримки, зумовлені курсом на реформування. Україна здатна отримувати більшу користь від європейських інвестицій в модернізацію енергетичної галузі, але для цього потрібні зрозумілі, прогнозовані та справедливі ринкові правила, економічно приваблива та ефективно працююча нормативно-правова база.

Можна зробити наступні висновки:

1. Відмова від підписання Угоди про асоціацію зумовила усунення України на невизначений час від участі в розробці спільної політики з ЄС та політичної співпраці загалом. Відповідно штучно створена загроза призупинення інтеграції та адаптації української енергетики до єдиного правового простору ЄС. Цим кроком руйнуються механізми мінімізації енергетичного впливу Росії на політичні та економічні процеси в країні, що може призвести до повного домінування російських енергетичних компаній на енергетичних ринках України, насамперед, це стосується газового ринку.

2. Засади створення енергетичного ринку ЄС і країн-сусідів, невід'ємною частиною якого стане Україна, якщо виконає умови УА та ЗВТ, базуються на таких головних принципах: енергоефективність; створення єдиного ринку енергії ЄС; інвестиції в розбудову енергетичних інфраструктур, наукові дослідження та розробки; диверсифікація джерел енергії як в ЄС, так і поза його межами, оскільки головний критерій безпеки для кожної країни ЄС визначає імпорт енергії більше ніж від одного постачальника та/або через один маршрут постачання.

3.Головна мета співробітництва України з ЄС в енергетиці - інтеграція та адаптація енергетичних ринків України до єдиного правового простору ЄС на базі поступового впровадження нею acquis Євро-союзу для підвищення рівня європейської енергетичної безпеки та розвитку конкурентних ринків.

4. Починаючи з 2006р., ЄС у своїй політиці послідовно відстоює важливість “зовнішнього виміру”, активно просуваючи співпрацю з третіми країнами, що володіють вуглеводними ресурсами або транзитними можливостями з доставки газу до Європи.

Політика стимулювання пропозицій в конкурентоспроможному середовищі суттєво впливатиме на формування засад біржової торгівлі в Європі, визначаючи ціну на природний газ за відсутності прив'язки до кошика нафтопродуктів.

5. Синхронізація ГТС України з мережею ENTSO-G є необхідним елементом інтеграції газових ринків та енергетичної безпеки Європи. Успішна синхронізація газових мереж України та ЄС практично ліквідує ризики, пов'язані з транзитом російського газу територією нашої держави, оскільки поступово відкриває можливість західним енергетичним компаніям і трейдерам закуповувати російський газ на східному кордоні України, а контракти з його транспортування укладати з українським оператором ГТС.

6. Сьогодні, після майже трьох років формального реформування газового сектору України, згідно із зобов'язаннями в рамках ДЕС, у реальності він залишається монополізованим, непрозорим і неефективно працюючим. Дотепер не відбулось якісного реформування НАК “Нафтогаз України”, тарифної політики та невизначена нова роль НКРЕ.

7. Упродовж 2003-2013рр. спостерігалося стрімке зростання цінових диспропорцій у формуванні цін на газ, що призвело до критичного рівня витрат державних фінансів - 7% ВВП та великих макроекономічних ризиків.

8. Викривлена цінова політика за відсутності ефективної системи адресної допомоги, що носить регресивний характер надання субсидій, призводить до: розпорошення державних коштів та зростання корупції; погіршення макроекономічних показників країни та інвестиційного клімату; зниження стимулів у домогосподарств вкладати кошти в заходи з енергозбереження.

9. Вдале проведення цінової реформи і зміни системи субсидування сприятимуть: суттєвому зменшенню дефіциту Державного бюджету та ліквідації практики використання золотовалютних резервів на закупівлю імпортного газу; підвищенню ефективності використання палива; поліпшенню інвестиційного клімату в газовидобувній галузі; зниженню енергетичної залежності від Росії.

10. Враховуючи географічну близькість Ізраїлю до Європи, плани щодо експорту ізраїльського газу до ЄС можуть бути враховані під час розбудови “Південного коридору” - разом з політикою розвитку родовищ і газотранспортних мереж від Кіпру, Криту, а також транзитних можливостей Туреччини. Економічна доцільність маршруту постачання газу з цих родовищ до ЄС та/або спосіб його доставки (СПГ) можуть мати вирішальне значення для стратегії енергетичної безпеки, зменшуючи ризики монопольного диктату ціни на газ з боку Росії і зриву постачання ресурсів, а також для завершення формування об'єднаного ринку електроенергії та газу ЄС.

11. Підтверджений сукупний потенціал Туркменістану на рівні 24,6 трлн. мі газу спонукатиме Брюссель і Київ активно підтримувати плани європейських компаній щодо участі як у видобуванні газу, так і в будівництві перспективного проекту Транскаспійського газопроводу.

12. Попри скорочення в Україні споживання та імпорту газу останніми роками, потенціал продовження цієї тенденції ще далеко не вичерпано.

Насамперед він залежить від нарощування інвестицій в енергозбереження та енергоефективність. Комплексне застосування заходів з енергозбереження та енергоефективності разом зі структурними змінами в економіці дозволить у період до 2030р., за помірного зростання ВВП, досягти скорочення споживання газу до 35 млрд. мі/рік, або на 30% порівняно з 2013р., та економити щорічно до $6 млрд., які можуть бути спрямовані на модернізацію промисловості.

13. Україна володіє достатніми ресурсами як традиційного, так і нетрадиційного газу для збільшення загального видобутку в період до 2030р. за базовим сценарієм на 23-25 млрд. мі/рік, порівняно з теперішнім рівнем - до 45 млрд. мі/рік.

Прогнозується, що цей приріст буде досягнуто завдяки зростанню видобутку традиційних ресурсів на 10 млрд. мі/рік (переважно за рахунок освоєння родовищ Чорноморського шельфу) та нетрадиційних ресурсів - на 15 млрд. мі/рік.

14. Український газовидобуток характеризується високим ступенем виснаження початкових запасів базових родовищ і низькими темпами їх відтворення.

Домінуючі позиції у газовидобувній галузі України посідає НАК “Нафтогаз України”. Хоча частка видобутку нафти і газу приватними компаніями на сьогодні є незначною внаслідок багаторічної державної політики, спрямованої на монополізацію газового сектору НАК “Нафтогаз України”, але їх значення поступово зростатиме.

15. За показником прогнозних ресурсів нетрадиційного газу, Україна належить до 10 найперспективніших країн світу щодо потенційних можливостей видобутку - їх сумарний обсяг перевищує 20 трлн. мі. Прогнозні ресурси сланцевого газу оцінюються у 1,2 трлн. мі, газу щільних колекторів - 8,5 трлн. мі, метану вугільних пластів - понад 12 трлн. мі. Однак, підтверджені запаси, обліковані в Державному балансі корисних копалин України, є лише стосовно метану вугільних пластів. Підтвердження запасів і виявлення перспективних площ сланцевого газу та газу щільних колекторів потребує проведення масштабних пошуково-геологічних робіт, на що знадобиться близько $1 млрд. інвестицій протягом 4-5 років.

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ

А.І.Шевцов, М.Г.Земляний, В.О.Бараннік Європейський енергетичний ринок та перспективи України:Аналітичний матеріал. К.: Знання, 2002. - 34с.

Войлошников В.Д., Войлошникова Н.А. Книга о полезных ископаемых. - М.: Недра, 1991. - 175 с.

Голуб, Александр Александрович. Экономические методы управления природопользованием / Голуб А. А., Струкова Е. Б. - М.: Наука, 1993. - 293с.

Географія: Економічна і соціальна географія України. Підруч. для уч. 9кл загальноосв. навч. закладів. - Тернопіль: Підручники і посібники, 2009. - 272с.

Заставний Ф.Д. /”Географія України”, -- Львів, 1994.

Квасній Л.Г. . Ефективний розвиток нафтогазового комплексу як важлива умова економічної безпеки ринку енергоносіїв Дрогоб. держ. педагогічний ун-т. ім. І. Франка - Дрогобич:Вид-во Дрогоб.Педагог. Ун-та ім. І.Франка. - №605 2007

Клименко Л.П., Соловйов С.М., Норд Г.Л. Системи технологій.Навчальний посібник. - Миколаїв: Вид-во МДГУ ім. Петра Могили, 2007. - 600 с.

Розміщення продуктивних сил України: Підручник/За ред. проф.Є.П.Качана. - К.:ВД "Юридична книга", 2001. - 552с.

Економічна і соціальна географія України. Атлас 9кл. Київ:ДНВП "Картографія", 2006-2011 - 32с.

Розміщення продуктивних сил і регіоналістика: Навч.посіб. - К.: Вікар,2001. - 377с.

Розміщення продуктивних сил і регіональна економіка: Підручник / С.І.Дорогунцов, Т.А.Заяць, І.Ю.Пітюренко та ін..; За заг.ред. д-ра екон. Наук, проф.., чл..-кор. НАН України С.І.Дорогунцова. - Вид. 3-тє, без змін. - К.: КНЕУ, 2008. - 992с.

Справочник школьника нового типа. 5-11класс. Универсальное учебное пособие.Т.2. - СПб.: ИД "Весь", 2003. - 704с.

Фізична географія України. Атлас 8кл.Київ:Укргеодезкартографія, 2006 - 32с.

Химия нефти и газа: Учебн. пособие для вузов / А.И. Богомолов, А.А. Гайле, В.В. Громова и др.; Под ред. В.А. Проскурякова, А.Е. Драбкина. - 2-е изд., перераб. - Л.: Химия, 1989. - 424 с.

Газета “Експрес” -- 22-23 червня 2000 р. -- №67. -- с. 9 /стаття “Скандал”.

І.Діяк,“Нафтогазова стратегія” // Голос України, № 250, 29.12.98; Економіка України: сучасний стан, динаміка, тенденції розвитку. Інформація, аналітика-98 / ”Укрпром”, 1998. - 80 с.

Журнал “Економіка України” // -- 1999 р. -- №7 -- с. 5-7 /стаття “Нафтогазовий комплекс України”.

Карп I.М. Нафтогазовий комплекс України / I. М. Карп // Вiсн. НАН України. - 2006. - №2.

ДОДАТОК A

Характеристика основних магістральних газопроводів України[1]

Газопровід	Діаметр, мм	Пропускна здатність, млрд. /рік	Протяжність, км
Шебелинка--Дніпропетровськ		33,9
І нитка	700		200
ІІ нитка	800		193
ІІІ нитка	1000		200
ІV нитка	1200		200
Дніпропетровськ--Кривий Ріг		22,7
І нитка	700		129
ІІ нитка	1000		129
ІІІ нитка	1200		129
Кривий Ріг--Ізмаїл		7,3
І нитка	700/1000		583
ІІ нитка	1000/800		583
Таганрог-Маріуполь		5,3
І нитка	500		56
ІІ нитка	700		59
ІІІ нитка	1000		61
Херсон--Крим	700	3,0	114
Шебелинка--Диканька--Київ		26,5
І нитка	1200		478
ІІ нитка	1000		478
ІІІ нитка	700		550
"Союз" (Оренбург--Західний кордон)	1400	26,0	1532
Уренгой--Ужгород	1400	28,0	1146
Уренгой--Помари--Ужгород	1400	28,0	1136
Торжок--Долина	1400	27,0	673

ДОДАТОК Б

Видобуток природного газу в Україні у 1940-2010рр. [4]

ДОДАТОК В

Споживання природного газу в Україні, млрд. [24]

Размещено на Allbest.ru