Моніторинг та аналіз основних питань розвитку світового нафтогазового комплексу за 2008 рік
Структура світового енергетичного балансу за видами ресурсів. Поточний стан світової ресурсної бази, динаміка видобування та споживання нафти. Геополітичні прогнози та сценарії світового розвитку. Функціонування газопроводів та розбудова проектів.
| Рубрика | География и экономическая география |
| Вид | учебное пособие |
| Язык | украинский |
| Дата добавления | 24.06.2012 |
| Размер файла | 8,0 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Для кожного газопроводу формули розрахунку схожі (згідно з вищезгаданою методологією), але розмір складових тарифу відрізняється. Для прикладу розглянуто два газопроводи: WAG та ТAG.
Тариф газопроводу WAG складається з двох складових: дистанційно-залежної (EaK), в євро/ куб. м/ год./ км/ рік; дистанційно-незалежної (EuK), в євро /куб. м/ год./рік.
Формула тарифу (в євро) за контрактом строком дії 1 місяць для газопроводу WAG має вигляд:
ТарифWAG = (RS*EuK + RS*TD*EaK) / 12,
де RS - максимальна зарезервована потужність, куб. м/год.;
EuK - дистанційно-незалежна складова;
TD - відстань транспортування між пунктами входу/виходу системи, км; EaK - дистанційно-залежна складова.
Значення дистанційно-залежної та дистанційно-незалежної складових тарифу для контрактів транспортування газопроводом WAG різної тривалості зазначено в табл. 6.9.
Таблиця 6.9 - Значення дистанційно-залежної та дистанційно-незалежної складової тарифу на транзит газу по газопроводу WAGЗа інформацією офіційного сайту компанії BOG (http://www.bog-gmbh.at/index.php?id=34).
|
Тривалість, місяців |
EaK, євро /куб. м/ год. /км |
EuK, євро /куб. м /год. |
|
|
1 |
0,3731 |
17,1239 |
|
|
2 |
0,3562 |
16,3456 |
|
|
3 |
0,3392 |
15,5672 |
|
|
4 |
0,3222 |
14,7888 |
|
|
5 |
0,3053 |
14,0105 |
|
|
6 |
0,2883 |
13,2321 |
|
|
7 |
0,2714 |
12,4538 |
|
|
8 |
0,2544 |
11,6754 |
|
|
9 |
0,2374 |
10,8970 |
|
|
10 |
0,2205 |
10,1187 |
|
|
11 |
0,2035 |
9,3403 |
|
|
1 |
0,1866 |
8,5620 |
|
|
2 |
0,1857 |
8,5210 |
|
|
3 |
0,1848 |
8,4800 |
|
|
4 |
0,1839 |
8,4391 |
|
|
5 |
0,1830 |
8,3981 |
|
|
6 |
0,1821 |
8,3571 |
|
|
7 |
0,1812 |
8,3162 |
|
|
8 |
0,1803 |
8,2752 |
|
|
9 |
0,1794 |
8,2342 |
|
|
10 |
0,1785 |
8,1933 |
|
|
11 |
0,1776 |
8,1523 |
|
|
12 |
0,1767 |
8,1113 |
|
|
13 |
0,1758 |
8,0704 |
|
|
14 |
0,1750 |
8,0294 |
|
|
15 |
0,1741 |
7,9884 |
|
|
16 |
0,1732 |
7,9475 |
|
|
17 |
0,1723 |
7,9065 |
|
|
18 |
0,1714 |
7,8655 |
|
|
19 |
0,1705 |
7,8246 |
|
|
20 |
0,1696 |
7,7836 |
Формула тарифу (в євро) за контрактом строком дії 1 місяць для газопроводу TAG має вигляд:
ТарифТАG = (t1*Q*L+t2*Q)/12,
де t1 - дистанційно-залежна складова;
Q - максимальна підтверджена потужність, куб. м/год.;
L - відстань між пунктами входу/виходу (англ. length), км;
t2 - дистанційно-незалежна складова;
Для контрактів строком до 20 років приймаються такі значення t1 та t2 :
t1= 0,1092 євро /куб. м /год./ км /рік
t2 = 1,7169 євро /куб. м /год. /рік
Значення складових тарифу для газопроводу TAG за контрактом строком дії 1 рік зазначено в табл. 6.10 TAG GmbH Transportation Fees for Transportation Contracts [72]..
Таблиця 6.10 - Значення дистанційно-залежної та дистанційно-незалежної складової тарифу на транзит газу по газопроводу TAG за контрактом строком дії 1 рік
|
Тривалість, місяців |
t1 євро /куб. м /год. /км /рік |
t2 євро /куб. м /год./ рік |
|
|
1 |
0,2402 |
3,7772 |
|
|
2 |
0,2293 |
3,6055 |
|
|
3 |
0,2184 |
3,4338 |
|
|
4 |
0,2075 |
3,2621 |
|
|
5 |
0,1966 |
3,0904 |
|
|
6 |
0,1856 |
2,9187 |
|
|
7 |
0,1747 |
2,7470 |
|
|
8 |
0,1638 |
2,5754 |
|
|
9 |
0,1529 |
2,4037 |
|
|
10 |
0,1420 |
2,2320 |
|
|
11 |
0,1310 |
2,0603 |
|
|
12 |
0,1201 |
1,8886 |
Бельгія
По території країни транспортується газ з району м. Зеєбрюгге, де виходить на берег газопровід Interconnector (з'єднує Бельгію та Великобританію) та знаходиться термінал СПГ. Звідти газ прямує в східному напрямку до Ейнаттену (Німеччина).
Інший маршрут транзиту проходить з Нідерландів до Франції. По ньому високоякісний газ з родовища Гроннінген транспортується до Бельгії, Франції та далі - до Німеччини. Транзит газу в Бельгії контролює компанія Fluxys. У 2006 р. формула індикативного тарифу на транзит природного газу компанії Fluxys для трубопроводів діаметром більш ніж 900 мм мала вигляд:
ТарифFluxys = 8 євро /куб. м /год. /рік + 0,20x(900/D)1,5євро /куб. м./год. /км /рік,
де D - діаметр газопроводу, мм.
З початку 2007 р. формулу тарифу компанії Fluxys було змінено, для трубопроводів діаметром більше, ніж 900 мм, вона набула вигляду:
ТарифFluxys = 7,1 євро/ куб. м/ год. /рік + 0,26 x (900/D)1,5євро/ куб. м. /год. /км /рік,
де D - діаметр газопроводу, мм.
Компанія зменшила товарну складову тарифу, натомість збільшивши складову, пов'язану з дистанцією та діаметром трубопроводу.
Словаччина
Після України Словаччина - найбільший транзитер газу в Європі. Весь газ для Західної Європи з України проходить по території Словаччини (від м.Велке Капушани на кордоні з Україною до м. Баумгартен на кордоні з Австрією чи м. Ланцхут на кордоні з Чехією).
За транзит відповідає компанія Slovensky Plynarensky Priemysel (SPP). Управління з регулювання мережних галузей Словаччини (Office for Regulation of Network Industries) своїм рішенням 0007/2008/P від 10.10.2007 р. встановило режим тарифів на транспортування, який буде застосовуватись без будь-яких відмінностей як до транзитних, так і до внутрішніх вантажовідправників. Її методика передбачає використання системи «вхід - вихід», з входом на трьох прикордонних пунктах та віртуальним внутрішнім пунктом видачі газу, який охоплює всі фізичні. Тариф по системі «вхід - вихід» встановлюється шляхом поєднання максимального добового обсягу резервування потужностей та строком дії контракту, тому клієнти, які подають заявку на більші обсяги та більші періоди, сплачують менший тариф. Своїм рішенням Управління встановило на 2008 р. тарифи для SPP, наведені в табл. 6.11 Office for Regulation of Network Industriesthe's price decision for the proponent SPP - preprava, a.s. for the period from 1st January 2008 till 31st December 2008 [73] (http://www.spp-preprava.sk/Archiv/English/Tarify_2008_EN.pdf)..
Таблиця 6.11 -Тарифи компанії SPP, євро /куб. м /добу /рік
|
Максимальний добовий обсяг зарезервованих потужностей |
Початковий тариф у пункті прийому, P0en(n)(t) |
||||
|
Ланцхут |
Баумгартен |
Велке Капушани |
Внутрішній |
||
|
менше 25 млн.куб.м |
0,2910 |
0,5246 1 |
1,5911 |
0,0000 |
|
|
від 25 до 136 млн.куб.м |
0, 2328 |
0,4197 |
1,2729 |
0,0000 |
|
|
від 136 до 154 млн.куб.м |
0,2694 |
0,4858 |
1,4733 |
0,0000 |
|
|
понад 154 млн.куб.м |
0,2279 |
0,4110 |
1,2464 |
0,0000 |
|
|
Початковий тариф у пункті видачі, P0ex(n)(t) |
|||||
|
менше 25 млн.куб.м |
1,4945 |
1,7996 |
2,2107 |
0,8107 |
|
|
від 25 до 136 млн.куб.м |
1,1956 |
1,4397 |
1,7686 |
0,6486 |
|
|
від 136 до 154 млн.куб.м |
1,3838 |
1,6663 |
2,0470 |
0,7507 |
|
|
понад 154 млн.куб.м |
1,1707 |
1,4097 |
1,7318 |
0,6351 |
Остаточний тариф у пункті прийому/видачі, що встановлюється для календарного року (t), визначається за формулою:
Pen /Pex(n)(t) = P0en(n)(t) / P0ex(n)(t) * [1 - б(n)(t)/1 000 000 * Cen/Cex (n)(t)] * I,
де Pen (англ. price on entry) - тариф у пункті прийому;
Pex (англ. price on exit) - тариф у пункті видачі;
n - пункт прийому/видачі, в якому буде визначатись тариф на календарний рік;
t - календарний рік, для якого визначається тариф у пункті прийому/видачі;
Pen/Pex(n)(t) - остаточний тариф у пункті прийому/видачі (n) на календарний рік (t), євро /куб. м /добу /рік;
P0en (n)(t) - початковий тариф у пункті прийому (n) на рік (t);
P0ex (n)(t) - початковий тариф у пункті видачі (n) на рік (t);
Cen (англ. capacity on entry) - максимальний резервований обсяг потужностей на вході;
Cex (англ. capacity on exit) - максимальний резервований обсяг потужностей на виході;
I- термін контракту, рік/місяць/добу;
б(n)(t) - добовий обсяг на пункті прийому/видачі (n) на календарний рік (t), куб. м/ добу;
Cen/Cex(n)(t) - максимальний добовий обсяг резервованих потужностей на пункті прийому/видачі (n) на календарний рік (t), куб. м/ добу;
Таким чином, у зазначених вище європейських країнах відбулися певні зміни:
· в Австрії введено нову методологію розрахунку транзитного тарифу, кожен газопровід має свою вартість транзиту;
· у Бельгії зменшилася ставка товарної складової, а натомість збільшилась ставка складової, що залежить від діаметра газопроводу;
· у Словаччині підняли плату на пунктах входу в систему, залишивши єдину ставку тарифу для всіх внутрішніх пунктів видачі газу, що можна порівняти з використанням «поштового» тарифу у випадку з внутрішніми вантажовідправниками (це є обґрунтованим спрощенням, якщо брати до уваги переважання транзитного транспортування в словацькій системі).
Зміни в системі та структурі тарифів на внутрішнє транспортування провідних європейських газотранспортних компаній
Лібералізація європейського газового ринку, що проходить останніми роками в рамках, визначених відповідними директивами ЄС, зумовила зростання кількості газотранспортних компаній. Відповідно, збільшилась кількість методик розрахунку величини тарифу на транспортування газу (системи розрахунку тарифів стали різними у 2005 р.).
Починаючи з 2005 р., мало місце постійне вдосконалення існуючих систем West European Gas Transmission Tariff Comparisons, Report to Gas Transport Services, Report Prepared By: Arthur D. Little Limited, May 2005 [74].:
- 7 компаній використовували систему «поштових» тарифів, у т.ч.: Energinet (Данія), Soteg (Люксембург), OMV (Австрія), Nova (Швеція), Enagas (Іспанія), BGE (Ірландія), Fluxys (Бельгія);
- 3 компанії застосовували систему «вхід-вихід», у т.ч.: GTS (Нідерланди), National Grid (Великобританія), SRG (Італія);
- 4 компанії використовували «зональну систему вхід-вихід», вдосконалену на базі вже відомої системи «входу-виходу», у т.ч.: GRT (Франція) - для п'яти зон, TIGF (Франція) - для однієї зони, BEB (Німеччина) - для трьох зон, ERT (Німеччина) - для п'яти зон.
- 3 компанії, а саме: RWE Energy, VNG, Wingas (Німеччина) - застосовували систему розрахунку тарифу, залежно від відстані транспортування (дистанційний тариф).
На початок 2007 р., після внесених змін і вдосконалень, системи розрахунку тарифу стали більшою мірою уніфікованими, чому посприяв поступовий перехід частини операторів на «зональну систему вхід - вихід» West European Gas Transmission Tariff Comparisons, Report to Gas Transport Services, Report Prepared By: Arthur D. Little Limited, July 2007 [75]..
У 2008 р., на відміну від 2007 р., зміни систем не відбувалось, але змінився рівень тарифів.
Серед 16-ти провідних європейських компаній 7 компаній у 2005 та 2007 роках використовували систему «поштових» тарифів, у т.ч.: Energinet.dk (Данія), Soteg (Люксембург), OMV (Австрія), Nova (Швеція), Enagas (Іспанія), BGE (Ірландія), Fluxys (Бельгія). Крім цього, компанії GRTgas, SRG, National Grid застосовували дану систему тарифів для регіональних розподільних мереж West European Gas Transmission Tariff Comparisons, Report to Gas Transport Services, Report Prepared By: Arthur D. Little Limited, July 2008 [76]..
Решта компаній використовувала «зональну систему вхід-вихід», вдосконалену на базі системи «вхід-вихід», у т.ч.: GRT (Франція), GUD Стара назва - BEB. (Німеччина), Wingas (Німеччина), RWE (Німеччина), Ruhrgas, Ontras VNG.
Внутрішній дистанційний тариф у вищенаведених 16 європейських компаніях-операторах не застосовувався. На рис. 6.11 подано величини та динаміку зміни тарифів провідних газотранспортних компаній Європи за станом на початок 2005, 2007 та 2008 року За даними джерел [74 - 76]..
Рисунок 6.11 - Динаміка зміни тарифів на транспортування природного газу провідних газотранспортних компаній ЄС, євро /куб. м/ год./ рік
Загального підвищення тарифів протягом періоду 2005-2008 рр. не відбулось, навіть навпаки. За останній рік з 16 європейських газотранспортних компаній 9 - знизили тарифи, 3 - підвищили, 4 компанії залишили тарифи без змін.
Окрім застосування принципово різних систем розрахунку транспортного тарифу, газотранспортними компаніями запроваджено і різну структуру та рівень тарифів, причому майже кожна компанія спромоглася запровадити власну. Наприклад, італійська компанія Snam Rete Gas (SRG) з 2004 р. застосовувала систему «вхід-вихід», яку було дещо модифіковано у 2007 році. Мережа Італії має 16 точок входу, з яких 6 - основні маршрути імпорту газу в Італію, у т.ч.: Tarvisio (імпорт з Росії); Passo Gries (імпорт з Нідерландів та Норвегії); Panigaglia (СПГ імпорт з Алжиру та Нігерії); Mazaro del Vallo (імпорт з Алжиру трубопроводом); Gorizia (через Tarvisio); Gela (імпорт з Алжиру трубопроводом).
У 10 інших вхідних точок надходить газ внутрішнього видобутку для національної мережі. Кількість точок виходу - 17. Структура та величина тарифу компанії SRG у 2005-2008 рр. дещо змінилася (табл. 6.12).
Таблиця 6.12 - Структура тарифу компанії SRG (Італія)
|
Назва складової тарифу |
Одиниця вимірювання |
Величина (діапазон) тарифу на початок року |
|||
|
2005 |
2007 |
2008 |
|||
|
Плата за вхід |
євро/куб.м/добу |
0,06-1,95 |
0,162377 - 2,071847 |
0,205220 - 2,432155 |
|
|
Плата за вихід |
євро/куб.м/добу |
0,13-1,1 |
0,141105 - 1,941856 |
0,131825 - 1,744991 |
|
|
Плата за пропускну спроможність газотранспортної мережі |
євро/ГДж |
0,177 |
0,155532 + 0,018596 |
0,16418 + 0,018596 |
|
|
Плата за регіональні потужності газотранспортної мережі, у т.ч. для: - відстані транспортування до 15 км - відстані транспортування понад 15 км |
євро/куб.м/добу євро/куб.м/добу |
1,28*(відстань/15) 1,28 |
1,13753*(відстань/15) 1,1375313 |
1,26936*(відстань/15) 1,269359 |
Нідерландська компанія Gastransport Service (GTS) з 2004 р. також застосовувала систему «вхід-вихід», але через велику розгалуженість (50 точок входу та 800 точок виходу) її структура мала певні відмінності (табл. 6.13). За останній рік структура та величина тарифів GTS не зазнали змін.
Таблиця 6.13 - Структура тарифної системи «вхід-вихід» компанії GTS
|
№ з/п |
Назва складової тарифу |
Величина (діапазон) тарифу та одиниці виміру (за станом на 2005 р.) |
Величина (діапазон) тарифу та одиниці виміру (на 2007 р.) |
|
|
1 |
Плата за вхід |
11,64-22,76 євро/куб.м/ год./р |
11,64-22,76 євро/куб.м/год./рік |
|
|
2 |
Плата за вихід |
2,79-38,88 євро/куб. м/год./рік |
2,79-38,88 євро/куб.м/год./рік |
|
|
3 |
Плата за з'єднання за стандартною формулою |
64666 євро+0,75 євро/куб. м/год./рік |
21,202 євро/рік |
|
|
4 |
Плата за з'єднання для 3264 куб. м /год. |
20,56 євро/куб.м/год./рік |
20,56 євро/куб.м/год./рік |
На практиці якість (калорійність) газу в кожній точці входу та виходу може бути різною, тому для комбінації точок необхідно сплачувати врівноважуючий збір (англ. - quality adjustment fee).
У 2004 р. німецька компанія E.ON Ruhrgas Transport вперше презентувала власну систему «вхід-вихід», 40 точок входу та 1248 точок виходу було згруповано в 5 зон, у т.ч.: 3 зони (Північна, Середня та Південна) для газопроводів високого тиску (Н) та 2 зони (Західна та Східна) для газопроводів низького тиску (L). Систему було модифіковано у 2007 році на 52 точки входу та 644 точки виходу, згруповані у 4 зони: 3 зони (Північна, Середня та Південна) для газопроводів високого тиску (Н) так і залишились, а для газопроводів низького тиску (L) було виділено 1 зону. Зміни у тарифній системі відбулися, згідно зі спрощенням доступу до газотранспортної мережі. Структура тарифів Ruhrgas набула вигляду, поданого в табл. 6.14.
Таблиця 6.14 - Зміни структури зональної тарифної системи «вхід-вихід» E.ON Ruhrgas Transport.
|
Зона |
Кількість точок входу |
Кількість точок виходу |
Діапазон тарифів для точки, євро/куб.м/год./рік |
||||
|
«входу» (стан на 2005 р.) |
« виходу» (стан на 2005 р.) |
«входу» (стан на 2007 р.) |
«виходу» (стан на 2007 р.) |
||||
|
1- Н - Північ |
12 |
80 |
16,74-67,86 |
30,8-45,42 |
27,02-67,85 |
30,80 |
|
|
2- Н - Середня |
7 |
155 |
30,53-51,72 |
29,8-108,41 |
30,51-51,74 |
29,81-66,58 |
|
|
3- Н - Південь |
18 |
330 |
28,82-44,83 |
29,94-108,55 |
28,78-45,70 |
29,90-66,75 |
|
|
4- L |
15 |
179 |
- |
- |
15,55-26,66 |
15,96 |
Тарифну систему E.ON Ruhrgas Transport було востаннє змінено в 2008 році: 40 точок входу та 410 точок виходу перегруповано у дві площини ринку: H-Gas та L-Gas. Тариф на вхід/вихід залежить від кількості використаних точок входу/виходу (табл. 6.15). Зменшення кількості зон дало змогу знизити рівень тарифів, у порівнянні з 2007 роком.
Таблиця 6.15 - Структура зональної тарифної системи «вхід-вихід» компанії E.ON Ruhrgas Transport у 2008 р.
|
Обсяг ринку |
Кількість точок |
Діапазон тарифу, євро /куб.м/год./рік |
Якість газу, кВт-год./куб.м |
|||
|
«входу» |
«виходу» |
за вхід |
за вихід |
|||
|
H-Gas |
32 |
255 |
20,52-57,0 |
12,54-58,71 |
11,4 |
|
|
L-Gas |
8 |
155 |
25,50-42,84 |
22,44 |
10,2 |
Інші німецькі компанії у власній практиці теж почали застосовувати систему «вхід-вихід», але дещо пізніше. RWE Transportnetz Gas (в минулому RWE Energy) почала використовувати «зональну систему вхід - вихід» в травні 2005 р., а в 2007 р. дещо її переглянула та спростила.
Ontras VNG Gastransport впровадила систему «вхід-вихід» на початку 2006 року. У мережі компанії 12 (минулого року - 19) точок входу та 130 (минулого року - 157) точок виходу. Wingas Transport почала використовувати систему «вхід-вихід» в 2005 р., яку було модифіковано у 2008 році. Структуру та величину тарифів цих німецьких компаній подано в табл. 6.16. Дані наведено для 2007 р. і 2008 р., оскільки до цього компанія часто змінювали власну систему тарифу.
Таблиця 6.16 - Порівняння тарифів німецьких компаній RWE, Ontras та Wingas у 2007-2008 рр.
|
Компанія |
Кількість точок |
Діапазон тарифів для точок, євро/куб.м/год./рік |
|||||||
|
«входу» |
«виходу» |
«входу» |
«виходу» |
||||||
|
2007 |
2008 |
2007 |
2008 |
2007 |
2008 |
2007 |
2008 |
||
|
RWE H-Gas |
9 |
12 |
155 |
154 |
32, 90 |
32,13-33,73 |
15,55-95,41 |
15,90- 92,05 |
|
|
RWE L-Gas |
4 |
4 |
37 |
45 |
- |
23,55-30,48 |
15,93-43,87 |
15,90-43, 90 |
|
|
Ontras |
19 |
12 |
157 |
130 |
2,01-79,95 |
2,01-79,95 |
4,46-65,79 |
2,01- 128,89 |
|
|
Wingas |
12 |
3 |
83 |
4 |
29, 45 |
37,4-75,9 |
37,4-57,2 |
28,45 |
Структура тарифу люксембурзької компанії Soteg, на відміну від вищенаведених систем, має лише два складових елементи:
- плата за потужності мережі 52,3 євро/куб.м/год./рік (у 2007 р. - 57,36 євро/куб.м/год./рік);
- фіксована плата 2000 євро + кількість точок входу*200 (в євро/точка виходу/рік). Для порівняння: у 2007 р. фіксована плата становила 6000 євро/рік.
Отже, можна заключити, що тенденцією останніх років став перехід частини операторів на методи розрахунку тарифу «вхід-вихід» або «зональний вхід-вихід». Вони стають стандартними для газотранспортних компаній, що мають середню довжину трубопроводів (500-1000 км) та розгалужену систему. Дана тенденція позитивно впливає на збереження рівня або зниження необхідних витрат і таким чином розмірів самих тарифів деяких європейських компаній, що можна трактувати як сприятливі для збільшення конкуренції ознаки.
6.4 Тарифи на зберігання природного газу
Питання зберігання природного газу стратегічно важливе для безперебійної подачі газу, особливо, в умовах пікового сезонного попиту. Фактичні витрати на зберігання невеликі, а величина тарифу залежить від ринкового попиту, коли споживачі готові платити пікові тарифи.
У 2006 р. тарифи на користування ПСГ у Західній Європі складали 24-25 дол.США/тис.куб.м. За послуги українських ПСГ для Польщі та Угорщини в 2006 р. було встановлено тарифи у межах 17,5-18,5 дол.США/тис.куб.м За матеріалами статті Діяка І.В. «Неправду кажете, пане Путін!». - "Голос України", 15 березня 2006 р. [77].. У 2007 р. тарифи на зберігання газу в ПСГ дещо зросли (рис. 6.12 За матеріалами статті Бахматюка О. «Ще раз про механізми прихованої приватизації газотранспортної системи України». - Дзеркало тижня, № 8 (637) 3-7 березня 2007 р. [78].).
Рисунок 6.12 -Тарифи на зберігання природного газу, дол.США/тис.куб.м за сезон
Отже, звичайно тарифи на зберігання газу провідних європейських компаній вищі, ніж плата за зберігання газу в Україні. Причому тариф на зберігання газу оператора українських ПСГ - компанії «Укртрансгаз» - для внутрішніх споживачів на сьогодні є найнижчим у Європі. Для них тариф складає 7,85 дол.США/ тис.куб.м (регульований тариф).
Причина такого становища - різні принципи ціноутворення. Тарифи компанії «Укртрансгаз» спрямовано на покриття собівартості, виплату податків та отримання певної норми рентабельності, яка визначається державним регулятором (НКРЕ). Обчислення тарифів європейських компаній базується на відшкодуванні постійних та змінних витрат і одержанні норми рентабельності, яка визначається ринком, тобто, рівновагою попиту та пропозиції. Тариф для українських ПСГ через часткову їх завантаженість обчислюють, виходячи з фактичних обсягів зберігання та експлуатаційних витрат. Водночас більшість компаній - операторів ПСГ в Європі, які мають майже 100%-ий рівень резервування, виходять у розрахунках із максимальних значень сумарних потужностей.
З огляду на європейський досвід, тарифи на зберігання газу в ПСГ України підлягають підвищенню, проте, робити це необхідно поступово, на основі ретельного аналізу. В іншому разі Україна може нанести шкоди своїм можливостям залучати іноземних клієнтів. Тому необхідний подальший моніторинг співвідношення тарифів і робота із зміни методичних підходів до їх розрахунку. Зокрема, маючи на меті моделювання тарифів європейських компаній, потрібно забезпечити поступовий перехід від фактичних до загальних потужностей при обрахунку вітчизняного тарифу.
Для оцінки економічної обґрунтованості рівня українських тарифів на зберігання газу необхідно проаналізувати та порівняти тарифи провідних європейських компаній.
Підземні сховища газу України мають потужність приблизно 32 млрд.куб.м, що відповідає близько 40 % загальної потужності сховищ газу ЄС (80 млрд.куб.м) Klaus- Dieter Barbknecht, GSE (Gas Storage Europe) President. Controlling and monitoring access to storage - CIS Gas Transport and Storage Summit (Vienna, Austria) 2008, 30th - 1st February [79].. Тариф на зберігання, який діяв до 2006 року для монопольного імпортера природного газу в Україну RosUkrEnergo встановлювався в розмірі 2,25 дол.США/тис.куб.м (10 грн/тис.куб.м без ПДВ). Договір укладався на строк до 2030 року з можливістю 2 рази змінювати тариф. Першою зміною стало підвищення, затверджене постановою НКРЕ від 11.05.2006 № 575 (діє з 1 червня 2006 року), до розміру 39,6 грн./тис.куб.м газу (з ПДВ), що в еквіваленті складає 7,84 дол. США за 1000 куб.м. Тариф на закачування без ПДВ - 7,5 грн./тис.куб.м, зберігання - 18 грн/тис.куб.м, відкачування - 7,5 грн/тис.куб.м П.Сквозняков. Дорога с односторонним движением, 8.10.2007 [80] (www.oligarh.net)..
Методика розрахунку тарифу за надані послуги, яка використовується ДК «Укртрансгаз», ґрунтується на умовній собівартості зберігання природного газу для покриття постійних та умовно-змінних витрат та встановленій нормі рентабельності. Тариф має забезпечити:
· покриття економічно обґрунтованих експлуатаційних витрат;
· отримання обґрунтованого прибутку;
· одержання коштів на сплату всіх податків і платежів тощо Методика розрахунку тарифів за надані послуги з закачування, зберігання та відбору природного газу з підземних сховищ. Затверджено постановою Національної комісії регулювання електроенергетики України №701 від 22 червня 2000 року [81]..
Так, на 2008 рік, з урахуванням збільшення ціни газу для технологічних потреб, приросту витрат на оплату праці (+ 13,1%), збільшення інших витрат на рівень інфляції (+7,9%) та при 15% рівні рентабельності, економічно обґрунтований рівень тарифу ДК «Укртрансгаз» визначено як 12 дол.США/ тис.куб.м газу. Довідка щодо тарифів на підземне зберігання природного газу, ДК «Укртрансгаз».
Це стосується тарифу для внутрішніх клієнтів, але є досвід роботи також із зовнішніми. При наданні ДК «Укртрансгаз» послуг зберігання природного газу для угорської компанії «MOL Rt» застосовувались такі тарифи: 18 дол.США/тис.куб.м при зберіганні 100 млн.куб.м газу (сумарно за зберігання, закачування та відбір), із зменшенням на 0,5 дол.США/тис.куб.м на кожні додаткові 100 млн.куб.м газу; мінімальний тариф - 15,5 дол.США/тис.куб.м Довідка щодо тарифів на підземне зберігання природного газу, ДК «Укртрансгаз».. Ця різниця 7,85 дол.США/тис.кубм/рік і 15,518 дол.США/тис.куб.м/рік була зумовлена статусом користувачів потужностей зберігання.
Тариф на зберігання для зовнішніх користувачів більше орієнтований на ринок, а не на собівартість та рішення державного регулятора, в даному разі НКРЕ.
Методики обчислення тарифів провідних європейських компаній
Компанії мають власні методики обчислення тарифу, які відрізняються багатьма складовими, але базовими є: основа обчислення, одиниці обчислення, види послуг та строки контрактів.
Основа обчислення:
· відносно потужностей зберігання, закачування та відкачування;
· відносно фактичних обсягів зберігання, закачування та відкачування;
· відносно потужностей відкачування чи закачування.
Одиниці обчислення:
· прості (однорівневі) - куб.м, Вт (Wh), Дж (J) та ін.
· стандартні одиниці (англ. standart bundled unit - SBU), які є комбінацією робочого обсягу та обсягу газу, що закачується та відкачується, для конкретного сховища чи загальної системи ПСГ компанії. Контракт підписується щодо кількості SBU, які, в свою чергу, мають характеристики щодо обсягу у метричних одиницях. Практика використання стандартних одиниць надзвичайно розповсюджена, бо SBU поєднує витрати на всі послуги та спрощує замовлення потужностей.
Види послуг:
· комплексна (англ. bundled service) - включає зберігання, закачування та відкачування, що обчислюється в стандартних комплексних одиницях (SBU);
· не комплексна (англ. unbundled service) - можливість використання окремих видів потужностей; в європейських компаніях доступна після укладення контракту на комплексне обслуговування;
· резервування потужностей (англ. firmed capacity) - вимагає сплати окремого тарифу за резервування;
· використання потужностей без резервування (англ. interruptible capacity);
· часткове резервування комплексної послуги (partly firmed bundled unit) - отримання частини послуг без резервування за відсутності вільних потужностей для резервування.
Строки контрактів
Компанії, які надають послуги із зберігання природного газу, мають визначені періоди (сезони) закачування та відкачування газу. Комбінація сезонів складає рік, за який нараховується тариф. Звичайно виконання всіх контрактів починається з квітня - початку сезону закачування природного газу до сховищ. Водночас, в Європі та США діють різні види контрактів (річні, місячні, денні), ними встановлюються різні види послуг на різний строк з різними тарифами.
Оператором українських ПСГ ДК «Укртрансгаз» не передбачено укладання інших контрактів, окрім сезонних: оплата здійснюється незалежно від фактичного терміну зберігання, при закачуванні сплачується тариф за закачування та ? тарифу за зберігання, при відкачуванні - тариф за відкачування та ? тарифу за зберігання.
Далі для порівняння було здійснено огляд характеристик зберігання та діапазону тарифів провідних європейських компаній, які мають схожі зовнішні умови, як-то: положення вздовж експортного маршруту до ринків ЄС (RWE Transgas, BEB, Nafta a.s.) чи ключові або навіть монопольні позиції на національних ринках (DONG Energy, E.ON Ruhrgas, E.ON Foldgaz Storage Zrt).
Розгляд методик і тарифів вибраних окремих європейських компаній послідовно подано нижче, а порівняння тарифів цих компаній і українського оператора наведено в підсумковій таблиці підрозділу.
1. Компанія RWE Transgas (Чехія) володіє основними потужностями для зберігання природного газу в країні обсягом 2,321 млрд.куб.м. На 1 липня 2008 р. з них було зарезервовано майже 100% 2,314 млрд.куб.м. Компанія надає комплексні послуги, які обчислюються в стандартних одиницях (SBU). SBU є комбінацією робочого обсягу, потужностей закачування та викачування газу відносно загального пункту зберігання. Максимальні потужності закачування та викачування становлять, відповідно, 35,7 млн.куб.м/добу (зарезервовано 35,6 млн.куб.м/добу) та 26,3 млн.куб.м/добу (зарезервовано 26,2 млн.куб.м/добу).
RWE Transgas має чотири базових види контрактів на зберігання:
річний контракт з резервуванням потужностей з мінімальною тривалістю 1 рік;
місячний контракт з резервуванням потужностей з мінімальною тривалістю 1 місяць;
денний контракт з резервуванням потужностей з мінімальною тривалістю 1 день;
короткочасний контракт без резервування потужностей з мінімальною тривалістю 1 день.
Встановлено періоди закачування газу (перший день квітня - останній день вересня) та відкачування (перший день жовтня - останній день березня). Закачування та відкачування газу в інші періоди, які суперечать такому сезонному розподілу, впливає на значення тарифу. Реверсну роботу устаткування за умовами компанії можна підтримувати не більше 10 годин.
В основі розрахунку стандартної одиниці лежать максимальні потужності відкачування та закачування, які діляться разом з обсягом робочого газу на певну кількість одиниць. При вирахуванні комплексної одиниці під час прив'язик до 1000 куб.м виходить такий результат:
· обсяг робочого газу - 1000 куб.м;
· потужність викачування - 15 куб.м/добу;
· потужність закачування - 11 тис.куб.м/добу;
Тариф компанії становить 103 дол.США/тис.куб.м/рік.
2. Компанія ВЕВ (Німеччина) має три ПСГ: Дьотлінген, Уелсен та Харсефельд. Робочий обсяг, дані про який публікує компанія, відповідно, становить 1,076 млрд.куб.м, 520 млн.куб.м та 130 млн.куб.м, що разом складає 1,726 млрд. куб.м (у порівнянні з потужністю приблизно 32 млрд.куб.м 13-и українських ПСГ, кожне з яких має обсяг близько 2 млрд.куб.м і більше). Розрахунок тарифу проводиться в стандартних одиницях і здійснюється окремо для кожного сховища, на відміну від українських ПСГ, для яких вираховується загальносистемний тариф.
Технічні характеристики стандартної одиниці для ПСГ компанії ВЕВ такі:
|
«Дьотлінген»: |
· обсяг робочого газу - 1000 куб.м;· потужність викачування - 0,50 куб.м/год.;· потужність закачування - 0,49 тис.куб.м/ год. |
|
|
«Уелсен»: |
· обсяг робочого газу - 1000 куб.м;· потужність викачування - 0,47 куб.м/год;· потужність закачування - 0,36 тис.куб.м/ год. |
|
|
«Харсефельд»: |
· обсяг робочого газу - 1000 куб.м;· потужність викачування - 2,29 куб.м/год;· потужність закачування - 0,68 тис.куб.м/год. |
В офіційному документі компанії «General Terms and Conditions of BEB for storage of natural gas» за станом на 1 квітня 2007 р. для кожного сховища визначено окремий тариф за комплексну одиницю резервованої потужності:
«Дьотлінген» - 68 євро/ одиниця /рік (108 дол.США/тис.куб.м/рік);
«Уелсен» - 68 євро/ одиниця /рік (108 дол.США/тис.куб.м/рік);
«Харсефельд» - 191 євро/ одиниця /рік (302 дол.США /тис.куб.м/рік).
Тариф на зберігання в сховищі «Дьотлінген» майже в 3 рази менший, ніж у сховищі «Харсефельд». Вирахування розміру тарифу здійснюється на основі плати за потужності для покриття постійних та змінних витрат. Таким чином, розміри витрат вимагають підняття тарифу для сховища, яке має замалі обсяги General Terms and Conditions of BEB Speicher GmbH & Co. KG for the storage of natural gas quantities. - BEB Speicher GmbH & Co. KG, Hanover as of April 1, 2007 [82]..
Компанія BEB застосовує коефіцієнти, які, залежно від виду сховища, впливають на розрахунок тарифу місячних контрактів та контрактів, довших за 1 місяць, але менших за 1 рік (табл. 6.17 [82]).
Таблиця 6.17 - Коефіцієнти тарифів на зберігання компанії BEB
|
Місяці |
Сховище в пористих пластах |
Сховище-каверна (в пустотах) |
|
|
січень |
0,20 |
0,25 |
|
|
лютий |
0,20 |
0,25 |
|
|
березень |
0,20 |
0,25 |
|
|
квітень |
0,15 |
0,15 |
|
|
травень |
0,15 |
0,10 |
|
|
червень |
0,15 |
0,10 |
|
|
липень |
0,20 |
0,10 |
|
|
серпень |
0,20 |
0,10 |
|
|
вересень |
0,20 |
0,10 |
|
|
жовтень |
0,15 |
0,20 |
|
|
листопад |
0,15 |
0,20 |
|
|
грудень |
0,15 |
0,20 |
Встановлена ціна за стандартну одиницю/рік множиться на коефіцієнт, який і визначає місячний тариф. Наприклад, при зберіганні певного обсягу природного газу в грудні множиться коефіцієнт даного місяця (пористі пласти - 0,15) на річну ціну одиниці (108 дол.США/одиниця/рік), сплачується тариф 16,1 дол.США/одиниця. Тариф на зберігання газу строком більше 1 місяця, але менше 1 року визначається додаванням місячних тарифів. Тобто, при зберіганні певного обсягу природного газу з листопада до січня коефіцієнти місяців (0,15, 0,15, 0,20) множаться на ціну одиниці та додаються, в цьому разі сума становить 53,7 дол.США/одиниця. Існують навіть денні тарифи, які складають 15% від місячного тарифу за відповідний місяць. Якщо контракт на зберігання починається не з 1 квітня (початку сезону), то плата за річний (сезонний) контракт у стандартних одиницях множиться на коефіцієнт 1,25.
3. Компанія Nafta a.s. (Словаччина) володіє ПСГ Лаб на західному кордоні країни потужністю майже 2 млрд.куб.м. Сховище з'єднано зі словацькою транзитною системою - яка є другою в Європі за потужністю транзиту після ГТС України. Потужності закачування та викачування ПСГ Лаб складають, відповідно, 22 млн.куб.м/добу та 27,5 млн.куб.м/добу.
Компанія встановлює індикативний тариф у вигляді стандартних комплексних одиниць (SBU) для резервованих потужностей (майже 100% від загальних). Параметри стандартної одиниці визначаються на основі оптимального технічного та економічного використання можливостей ПСГ.
|
1 SBU компанії Nafta a.s. становить: |
· обсяг робочого газу - 25 000 000 куб.м/рік;· потужність викачування - 382 352,94 куб.м/рік;· потужність закачування - 308 823,53 куб.м/рік. |
Тариф за 1 SBU/рік (за станом на кінець 2007 р.) становить 50 125 000 словацьких крон (2 474 564 дол. США) або 98 дол.США/тис.куб.м/рік.
4. Компанія Wingas (Німеччина) є оператором двох ПСГ - Реден (Німеччина) та Хайдах (Австрія). Реден, обсягом 4 млрд.куб.м, є найбільшим сховищем Західної Європи.
ПСГ Хайдах, обсягом 2,4 млрд.куб.м перебуває у спільному управлінні компаній Wingas, Rohoel-Aufsuchungsgesellschaft (RAG) та ВАТ «Газпром» та поєднане 40-км газопроводом з австро-німецьким вузловим пунктом постачання газу в Бургхаузені.
Тариф розраховується окремо для кожного сховища в SBU. Існують три стандартні контракти: базовий Winstore Pack (комплексне обслуговування терміном не менше 1 року), Winstore Add (не комплексна послуга, що надається тільки разом з Winstore Pack), Winstore Part (зберігання без резервування потужностей на термін не менше 1 місяця).
|
Характеристика 1 SBU для ПСГ Реден, Winstore Pack: |
· обсяг робочого газу - 17 500 кВт;· потужність викачування - 10 000 кВт/год.;· потужність закачування - 6 500 кВт/год.;· найвища теплота згорання - 10.97 -11,67 кВт/куб.м. |
|
|
Характеристика 1 SBU для ПСГ Хайдах, Winstore Pack: |
· обсяг робочого газу - 22 000 кВт;· потужність викачування - 10 000 кВт/год.;· потужність закачування - 10 000 кВт/год.;· найвища теплота згорання - 13,60 -15,70 кВт/куб.м. |
Тариф для ПСГ Реден - 160 дол.США/SBU/рік, для ПСГ Хайдах - 225 дол.США/SBU/рік (99,8 дол.США/тис.куб.м/рік та 149,7 дол. США/тис.куб.м/рік, відповідно).
5. Компанія E.ON Ruhrgas (Німеччина) має 9 ПСГ загальною потужністю 5 млрд.куб.м.
Ними управляє компанія . Контракти укладаються на комплексні (загальний пакет) та додаткові не комплексні послуги. До загального пакета входить транспортування природного газу по трубопроводах компанії з/до віртуальних пунктів торгівлі - на газовий ринок.
Тариф розраховується для загальної системи та визначається за максимальним зарезервованим рівнем відкачування. Для річного контракту на комплексні послуги тариф складає 133 євро/куб.м/год/рік (189 дол.США/тис.куб.м/рік).
Незалежно від обсягу газу, до тарифу входить фіксований системний тариф у розмірі 40 000 євро. Для додаткових не комплексних послуг, надання яких можливо тільки після підписання комплексного контракту, тариф складає:
· на закачування (у т.ч. транспортування з віртуального торгового пункту) - 142 дол.США/куб.м/год/рік;
· на відкачування (у т.ч. транспортування до віртуального торгового пункту) - 108 дол. США/куб.м/год/рік;
· на зберігання - 43 дол.США/тис.куб.м/рік.
Строки контракту не обмежуються одним роком. Можливе надання послуг по контрактах тривалістю менше 1 року за спеціальним тарифом 134 дол.США/куб.м/год. Тариф розраховується по днях:
· січень, лютий, березень - 2,5% на день;
· жовтень, листопад, грудень - 1,67%/ на день;
· квітень, травень, червень, липень, серпень, вересень - 1,35% на день.
6. Компанія DONG Energy (Данія) володіє ПСГ Стенліль одним з двох ПСГ Данії.
Загальний робочий обсяг газу ПСГ Стенліль 540 млн.куб.м, що складає 55% від загальних потужностей зберігання природного газу в країні. Ведуться роботи з метою збільшити потужності сховища до 750 млн.куб.м робочого газу. Період зберігання - з 1 травня поточного до 1 травня наступного року.
Тариф компанії розраховується в рамках двох комплексних пакетів послуг (гнучкого та негнучкого). Він складається зі сплати за потужності та фактичний обсяг закачування газу до сховища.
За умовами негнучкого пакета, закачування та викачування не може проводитись менш ніж 200 та 100 днів, відповідно.
За умовами гнучкого - мінімум 40 днів викачування та 20 днів закачування.
Тарифи на послуги, відповідно, становлять: негнучкий - 0,0354 датських крон/kWh (82,6 дол.США/тис.куб.м/рік), гнучкий - 0,0717 датських крон/kWh (166 дол.США/тис.куб.м/рік).
7. Компанія E.ON Foldgaz Storage Zrt.(Угорщина) - єдиний оператор ПСГ в країні.
Вона має 5 сховищ загальним обсягом 3,72 млрд.куб.м та загальною потужністю відкачування 50,5 млн.куб.м/добу. ПСГ не тільки забезпечують покриття пікового зимового попиту в Угорщині, а ще й відіграють роль потужного торгового хабу природного газу у Центральній Європі.
Тариф, який розраховується для загальної системи та визначається за максимальним зарезервованим рівнем відкачування, складає 76 дол.США/тис.куб.м/рік.
8. Компанія Gaz de France (Франція) - друга в Європі за потужностями підземного зберігання газу. 12 ПСГ, які знаходяться у Франції, мають сумарний робочий обсяг близько 9,6 млрд.куб.м газу (108,7 TWh).
Резервування та продаж потужностей зберігання в 2008 році здійснюється шляхом підписання договору на комплексне обслуговування та шляхом продажу на аукціоні додаткових обсягів. Продаж проходить в рамках 6 територіальних груп, до яких віднесено 12 ПСГ.
На аукціонах, які пройшли 6 березня, 13 березня та 10 квітня 2008 року, було продано, відповідно, 6 TWh, 1,052 TWh та 59 GWh. На аукціоні 6 березня, де було продано найбільші потужності, ціни були в діапазоні 6,50 - 15,30 євро/MWh/рік (залежно від територіальної групи), що на дату торгів становило приблизно 113 - 266 дол. США/тис.куб.м. Тариф за стандартну комплексну послугу обчислюється таким чином:
· плата за потужності - 4,80 -15,25 євро/МВт/рік;
· плата за відкачування - 0,10 євро/МВт;
· плата за закачування - 0,31 євро/МВт;
· найвища теплота згорання - 11,28 кВт/куб.м.
Таким чином, тариф за стандартним контрактом становить 93-279 дол.США/тис.куб.м.
9. Nederlandse Aardolie Maatschappij BV або NAM (Нідерланди), що входить до складу Royal Dutch Shell, володіє двома сховищами газу загальною потужністю 4,5 млрд. куб. м робочого газу. Доступ до потужностей здійснюється в рамках довгострокового та короткострокового контракту та обраховується в стандартних одиницях компанії.
|
Характеристики стандартного довгострокового контракту: |
· обсяг робочого газу - 111,11 ГВт;· потужність викачування - 166,67 МВт/год.;· потужність закачування - 37 МВт/год.;· контрактний період - до 2 років;· строк контракту - 12, 24 місяці;· найвища теплота згорання - 11,11 кВт/куб.м. |
Тариф - 1 115 109 євро/SBU/рік (рівень 2007 року) або 174 дол.США/тис.куб.м.
|
Характеристики стандартного короткострокового контракту: |
· обсяг робочого газу - 29,17 ГВт;· потужність викачування - 83,3 МВт/год;· потужність закачування - 18,6 МВт/год· контрактний період - до 2 роки;· строк контракту - 12, 24 місяці та місячні контракти;· найвища теплота згорання - 11,11 кВт/куб.м. |
Тариф - 528 741 євро/SBU/рік (рівень 2007 року) або 316 дол.США/тис.куб.м.
Порівняння тарифів окремих компаній подано у табл. 6.18.
Таблиця 6.18 - Тарифи компаній на зберігання природного газу в ПСГ
|
Компанія |
Потужність, млрд.куб.м |
Методика обчислення тарифу |
Тариф, дол.США/тис.куб.м |
|
|
ДК «Укртрансгаз» |
32 |
Плата за фактичні обсяги |
7,84 |
|
|
ДК «Укртрансгаз» (для Угорщини) |
32 |
Плата за фактичні та пікові обсяги |
15,5-18 |
|
|
ВЕВ (Німеччина) |
1,7 |
Плата за потужності, окремо для кожного сховища у вигляді SBU |
108 (Дьотлінген, Уелсен)302 (Харсефельд) |
|
|
RWE Transgaz (Чехія) |
2,3 |
Плата за потужності у вигляді SBU |
103 |
|
|
Nafta a.s. (Словаччина) |
2 |
Плата за потужності у вигляді SBU |
98 |
|
|
Wingas (Німеччина) |
6,4 |
Плата за потужності у вигляді SBU, окремо для кожного сховища за трьома видами контрактів |
99,8 (Реден)149,7 (Хайдах) |
|
|
E.ON Ruhrgas (Німеччина) |
5 |
Плата за максимальний резервований рівень відкачування, фіксований системний тариф |
189 |
|
|
DONG Energy (Данія) |
0,5 |
Плата за потужності та фактичний обсяг закачування за двома видами контрактів |
82,6 (негнучкий контракт)166 (гнучкий контракт ) |
|
|
E.ON Foldgaz Storage Zrt.(Угорщина) |
3,7 |
Плата за максимальний зарезервований рівень відкачування |
76 |
|
|
Gaz de France (Франція) |
9,6 |
Плата за потужності зберігання та обсяги закачування та відкачування, реалізація через аукціон |
113 - 26693 - 279(комплексне обслуговування) |
|
|
NAM (Нідерланди) |
4,5 |
Плата за потужності у вигляді SBU в рамках довгострокового та короткострокового контрактів |
174 (довгостроковий)316 (короткостроковий) |
Вказані у табл. 6.18 тарифи європейських компаній вищі за українські. Можливі розбіжності при переведенні різних систем обчислення та обрахуванні не нівелюють цього разючого розриву. Але пряма орієнтація на тарифи інших компаній без глибокого аналізу методичних засад і особливостей розрахунку тарифів, а також характеристик самих ПСГ може призвести до економічно необґрунтованих висновків та дій у тарифній політиці.
Таким чином, тариф українських операторів зберігання спрямований на покриття його собівартості, виплату податків та нормативно встановлену певну рентабельність, тоді як мета європейських компаній відшкодувати постійні та змінні витрати і забезпечити рентабельність, яка визначається власне ринком, а саме: рівновагою попиту та пропозиції.
Співвідношення реального попиту та пропозиції, разом з планами щодо збільшення потужностей (країни ЄС-27 планують до 2025 року додати до загального обсягу газових сховищ іще 60 млрд.куб.м) свідчать про повну завантаженість та навіть дефіцит потужностей зберігання наявних європейських операторів ПСГ, на відміну від України, яка має вільні їх обсяги. Саме через часткову завантаженість українських ПСГ обчислення тарифів компанії "Укртрансгаз" зорієнтовано на фактичні обсяги зберігання та фактичні експлуатаційні витрати. На протилежність цьому, більшість європейських компаній, у тому числі тих, методики яких досліджено вище, маючи майже 100%-ий рівень резервування потужностей, виходять з максимальних значень сумарних потужностей зберігання, які комплексно відображають їх витрати, що в кінцевому рахунку сприяє максимально повному їх відшкодуванню. Ще однією складовою проблеми обґрунтованості українських тарифів є різна ціна газу, який використовується для технологічних потреб, в Україні та Європі.
Крім зазначеного, високий тариф на зберігання газу в Європі обумовлений також можливістю одержувати газ у піковий період - взимку, в умовах гострого його дефіциту. Натомість ПСГ України при співпраці з іноземними клієнтами не завжди в змозі доставляти задекларовані обсяги газу в пікові періоди через велику відстань транспортування та технічну обмеженість пропускної спроможності власних трубопроводів і трубопроводів транзитних країн. Враховуючи обставини, умови та досвід роботи з компанією «MOL Rt», в першу чергу, як іноземних клієнтів українських ПСГ слід розглядати безпосередніх сусідів України - Угорщину, Польщу. З ними можлива ефективна співпраця.
Отже, стосовно величини тарифу, то його безумовно слід підвищувати, але робити це необхідно поступово, на основі ретельного співставлення та аналізу. За іншого підходу до зміни тарифів українські оператори ПСГ можуть втратити привабливість для іноземних клієнтів. Тому й необхідна подальша робота з вивчення та моделювання тарифів європейських компаній для умов українських ПСГ, спрямована на поступовий перехід від фактичних до загальних потужностей при обчисленні тарифів.
7. ЕНЕРГОРЕСУРСИ ТА ТЕНДЕНЦІЇ ВИДОБУТКУ В РЕГІОНАХ ДОСЛІДЖЕННЯ
7.1 Російська Федерація
Запаси
На сьогодні РФ володіє найбільшими у світі запасами природного газу. На думку експертів, у разі запровадження раціонального підходу та належного інвестування, російського газу вистачить на те, щоб обігрівати країни Європи та СНД як мінімум до кінця століття.
Доведені запаси природного газу РФ становлять близько 48-50 трлн.куб.м. При цьому прогнозні запаси природного газу РФ оцінюються в 236 трлн.куб.м За матеріалами http://www.oilandgaseurasia.com/ru/articles/p/65/article/514/, № 1, січень 2008.. За даними ВР [23] доведені запаси газу РФ оцінено на дещо нижчому рівні 44,65 трлн.куб.м (25,2% загальносвітових доведених запасів газу).
Доведені запаси російської нафти (включаючи газовий конденсат) наближаються до 9,9 млрд.т, або 6,1% від загальносвітових. За розрахунками експертів, запасів нафти в РФ вистачить на 50 років За матеріалами http://www.oilandgaseurasia.com/ru/articles/p/65/article/514/, № 1, січень 2008.. Стосовно нафти, навпаки, за даними ВР [23] доведені запаси РФ оцінено на дещо вищому рівні 10,9 млрд.т (6,4%).
Поповнення власних запасів вуглеводнів та, відповідно, приріст їх видобутку в РФ планується переважно за рахунок Ковиктинського газоконденсатного родовища (2 трлн.куб.м), нафтових родовищ Ванкорської групи (близько 330 млн.т), родовищ Приразломне (Печорська губа), Штокманівське (Баренцове море), вуглеводневих площ на шельфі Каспію та Сахаліну. Також РФ претендує на запаси, розташовані на арктичному шельфі Північного Льодовитого океану, на хребті Ломоносова, куди було відправлено арктичну експедицію РФ (потенціал ділянки величезний - 5 млрд.т умовного палива).
Основні положення стратегії соціально-економічного розвитку Ямалу на період 2007-2012 рр. та до 2020 р. було розглянуто в середині червня 2008 р. на нараді координаційної ради з питань забезпечення комплексного соціально-економічного розвитку округа на довгостроковий період ІА НГВ, ИА REGNUM, з посиланням на прес-службу губернатора Ямало-Ненецького АО, 18.06.08 р.. Очікуваним результатом реалізації стратегії є: формування нових центрів газо- та нафтовидобування на півострові Ямал та шельфі Карського моря, нового гірничорудного центру на Полярному Уралі, випереджальний розвиток транспортної інфраструктури та формування Салехардського та Новоуренгойського транспортно-логістичного вузлів.
Згідно з положеннями стратегії, передбачається, що до 2020 р. буде досягнуто рівня видобутку газу в 750 млрд.куб.м, нафти і конденсату - 79 млн.т. На довгострокову перспективу округ забезпечить видобуток 700 млрд.куб.м газу, 50 млн.т нафти, 30 млн.т конденсату, 3 млн.т вугілля, 5 млн.т заліза, 2 млн.т хромітів.
Крім зазначеного, за повідомленням Геологічної служби США, у берегів моря Лаптєвих у межах північних російських територіальних вод міститься приблизно 1,3 млрд.т н. е. (у т.ч. понад 0,42 млрд.т може становити сира нафта), а також 0,9 трлн.куб.м прогнозних запасів природного газу Oilandgaseurasia № 10, жовтень 2007 р. з посиланням на Dow Jones (http://www.oilandgaseurasia.com/ru/articles/p/45/article/470/).
ВАТ «Газпром» - найбільша газова компанія світу - оцінює власні запаси на поточний період майже в 30 трлн.куб.м газу, що становить понад 17% від загальносвітових запасів газу та 60% від запасів РФ ІА НГВ, 1.04.08 р.. При цьому за останні роки компанії вдалося вийти на перевищення приросту запасів над обсягами видобутку. Перспективними проектами «Газпрому» є: освоєння родовищ Ямалу, шельфових родовищ східного Сибіру та Далекого Сходу, родовищ Сахаліну, а також Штокману. Крім того, у травні 2008 р. уряд РФ передав компанії без проведення конкурсу 8 великих родовищ природного газу з нерозподіленого фонду надр.
Дочірнє підприємство «Газпрому» - «Газпром нефть» за короткий час свого існування посіло одне з високих місць, після провідних російських нафтогазовидобувних компаній таких як «Роснефть», «Лукойл», «ТНК-ВР Холдинг», «Сургутнефтегаз». Показники провідних російських нафтогазових компаній стосовно запасів нафти і газу подано в звіті за етапом 1 роботи [27].
Видобуток, експорт вуглеводнів
У 2007 р. видобуток природного газу в РФ скоротився на 0,47%, у порівнянні з 2006 р,. і склав 653,1 млрд.куб.м, обсяг експорту російського газу також скоротився до 191 млрд.куб.м або на 5,8%, у порівнянні з 2006 роком. При цьому до країн далекого зарубіжжя та Балтії було поставлено 153,67 млрд.куб.м, що на 5% менше, ніж у 2006 р., а до країн СНД - 37,32 млрд.куб.м або 97,7% від рівня 2006 року (рис. 7.1).
Рисунок 7.1 - Динаміка експорту природного газу з РФ
Скорочення обсягів експорту природного газу «Газпром» пояснює аномально теплою погодою взимку 2007 р., внаслідок чого різко скоротився попит на паливо. З цієї причини дещо скоротився й обсяг видобутку газу.
Дійсно, після надзвичайно холодної зими 2006 р. «Газпром» мав на 2007 р. амбітні плани - видобути 561 млрд.куб.м газу, але тепла зима внесла свої корективи: зменшився попит на паливо. Фактично обсяг видобутку газу, за даними «Газпром», у 2007 р. склав 548,5 млрд.куб.м, або на 1,4% менше, порівняно з 2006 роком. Між іншим, відповідно до заяв «Газпрому», компанія здатна видобувати понад 620 млрд.куб.м/рік.
У 2007 р. скоротився видобуток й інших виробників природного газу За даними джерела http://www.gazco.ru/news-tec/2008/02/index.shtml, з посиланням на матеріали Ведомости.Ру, 07.02.08 р. . Тому, не зважаючи на скорочення, частка «Газпрому» в загальному обсязі видобутку газу в 2007 р. збільшилася до 84,5% (з 83,9% в 2006 р.).
У 2007 р. «Газпром» скоротив і експорт газу в країни Європи. Разом з тим, доходи «Газпрому» від експорту збільшилися, завдяки зростанню вартості газу. За даними «Федеральной таможенной службы России» (ФТС РФ), ТОВ «Газпром экспорт» (100% ДП ВАТ «Газпром») в 2007 р. експортувало до країн далекого зарубіжжя близько 150,5 млрд.куб.м газу, що на 0,6 млрд.куб.м (0,4%) менше, ніж у 2006 році. Водночас, за даними федеральної служби держстатистики РФ, у грошовому вираженні в 2007 р. «Газпром» продав світу газу на 44,8 млрд.дол.США, що більше, ніж в 2006 р. на 2,2%.
За даними Росстату, в цілому частка експортного газу в загальній структурі експорту товарів з РФ поступово знижується і в 2007 р. становила 12,7% (за даними «Газпром» - 13% ІА НГВ, Прайм-ТАСС, з посиланням на матеріали ВАТ «Газпром»,18.06.08 р.). Водночас частка доходів від експорту нафти з РФ у структурі сукупного експорту становила близько 34,4% (121,3 млрд.дол.США).
Росія не тільки експортує, а й імпортує газ, зокрема, з Туркменістану (близько 50 млрд.куб.м/рік), Казахстану (до 15 млрд.куб.м/рік) та Узбекистану (13 млрд.куб.м/рік).
Обсяги закупівлі Росією газу країн Середньої Азії стабільно нарощуються. Зокрема, за 2008 р. Росія закупила 13 млрд.куб.м узбецького газу. На 2009 р. заплановано постачання за ринковими цінами 14 млрд.куб.м Reuters, з посиланням на «Узбекнефтегаз», 26.11.08 р..
В Узбекистані щороку видобувається близько 60 млрд.куб.м газу, з яких експортується 17 млрд.куб.м (13 - до РФ, 4 - до Киргизстану, Казахстану й Таджикистану) IWPR, 20.11.08 р. (http://www.centrasia.ru/newsA.php?st=1227169380), решта - споживається в країні. Програмою розвитку сировинної бази та видобутку газу Узбекистану передбачено, що до 2010 р. буде досягнуто рівня видобутку в 65 млрд.куб.м/рік. Також планується наростити обсяги експорту узбецького газу до 25 млрд.куб.м IWPR, з посиланням на повідомлення президента Узбекистану І.Каримова 6 листопада 2008 р., 20.11.08 р. (http://www.centrasia.ru/newsA.php?st=1227169380).
Подобные документы
Машинобудування як самостійна галузь світового господарства. Три провідних регіони світового машинобудування – Північноамериканський (35% світового обсягу), Західноєвропейський (30%) та Східноазійський (20%). Галузева структура машинобудівного комплексу.
реферат [28,4 K], добавлен 21.11.2010Формування світового господарства внаслідок розвитку машинної індустрії, транспорту та світового ринку, його функціональна та морфологічна модель. Інтенсивна глобалізація при збереженні багатоукладності, різностадійності та циклічності розвитку країн.
реферат [3,9 M], добавлен 25.10.2010Поняття Світового океану та його значення. Історія дослідження Світового океану та його ресурсів. Біологічні ресурси океану, їх роль та класифікація. Рослинність Світового океану. Раціональне використання біологічних ресурсів людиною та їх охорона.
курсовая работа [6,8 M], добавлен 11.09.2016Загальна характеристика та основні показники чотирьох океанів на Землі: Тихий, Індійський, Атлантичний та Північний Льодовитий. Складові частини та природні ресурси Світового океану. Біогеоценози та біоценози в біогеографічних областях Світового океану.
курсовая работа [9,0 M], добавлен 23.10.2011Поняття природних умов і ресурсів та їх класифікація. Вивчення природно-ресурсного потенціалу території та концепція ресурсних циклів. Видобуток та споживання мінеральних, земельних, водних, біологічних, рекреаційних, кліматичних та космічних ресурсів.
реферат [59,1 K], добавлен 25.10.2010Аналіз економічного розвитку Великобританії в умовах формування світового господарства. Галузева структура економіки: аграрний сектор, промисловість та будівництво, сфера послуг. Іноземні інвестиції; конкурентноспроможність і міжнародне співробітництво.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 14.08.2016Теоретико-методологічні основи дослідження паливно-енергетичного комплексу: суть та структура ПЕК, чинники розвитку ПЕК, методи дослідження. Місце ПЕК в економіці країн Латинської Америки. Основні напрямки та шляхи інтенсифікації розвитку ПЕК цих країн.
курсовая работа [327,9 K], добавлен 06.10.2012Ресурсозабезпеченість світового господарства як провідна сировинна проблема. Показники ресурсозабезпеченості видів корисних копалин. Методологічні підходи до способів врахування впливу середовища на розміщення розвиток суспільно-географічних об'єктів.
реферат [29,7 K], добавлен 21.11.2010Поняття лісових та рекреаційних ресурсів. Сучасний стан лісових та рекреаційних ресурсів України. Стан лісового комплексу України. Стан рекреаційного комплексу України. Перспективи розвитку лісового та рекреаційних комплексів України.
курсовая работа [39,0 K], добавлен 30.03.2007Машинобудування - одна з провідних галузей промисловості світу. Стан важкого машинобудування, його територіальне розміщення в Україні. Машинобудівний комплекс, його структура та поділ на галузі. Регіони світового машинобудування, розвиток та розміщення.
курсовая работа [1,2 M], добавлен 13.01.2010
