Восточная европа страны газ

Европа

О продаже газа в Европе

Основными задачами ПАО «Газпром» на европейском рынке являются сохранение лидирующих позиций, обеспечение надежного газоснабжения, а также повышение эффективности сбытовой деятельности.

Европейские страны более 50 лет являются важнейшими потребителями российского газа.

«Газпром» является крупнейшим экспортером газа на рынок Европы.

Более 50 лет Россия является надежным поставщиком природного газа в Европу. На фото — Берлин, Германия

В 2019 году Группа «Газпром» реализовала в страны дальнего зарубежья 232,4 млрд куб. м газа (включает как экспорт газа из Российской Федерации, так и продажу объемов газа, приобретенных Группой за пределами РФ). При этом чистая выручка от продажи (за вычетом акциза и таможенных пошлин) составила 2 490,4 млрд руб.

Экспорт газа из Российской Федерации в европейские страны дальнего зарубежья в 2019 году составил 199 млрд куб. м газа (по контрактам ООО «Газпром экспорт»).

«Газпром» в качестве основы своей деятельности на европейском газовом рынке использует долгосрочные контракты с условием — «бери или плати». Используются также новые формы торговли на основе краткосрочных и среднесрочных продаж, а также разменных операций и разовых сделок.

Единый экспортный канал

Основополагающим элементом экспортной стратегии «Газпрома» является система единого экспортного канала. Согласно российскому закону об экспорте газа, «Газпрому» предоставлено исключительное право на экспорт газа по газопроводам. Закон позволяет проводить скоординированную производственную и маркетинговую политику и является дополнительной юридической гарантией надежности экспорта российского газа.

Система долгосрочных контрактов

«Газпром» экспортирует газ в страны Центральной, Западной и Юго-Восточной Европы преимущественно в рамках долгосрочных контрактов.

Долгосрочные контракты с условием «бери или плати» являются основой стабильности и надежности поставок газа. Только такие контракты могут обеспечить производителю и экспортеру гарантию окупаемости многомиллиардных капиталовложений, необходимых для реализации крупных газовых экспортных проектов, а импортеру — гарантию надежного и бесперебойного газоснабжения в течение длительного периода времени.

Среди основных особенностей долгосрочных контрактов можно выделить следующие:

• формула цены, которая учитывает изменение цен на нефтепродукты за предшествующие 6–9 месяцев;
• условия, препятствующие одностороннему прекращению контрактов, за исключением случаев продолжительных форс-мажорных обстоятельств;
• условие «бери или плати», распространяющееся на значительный договорной объем, которое предусматривает, что покупатель оплачивает невыбранные за год объемы и впоследствии может отобрать их с соответствующей доплатой после поставки минимальных годовых объемов, предусмотренных контрактами в соответствующем году.

Долгосрочные контракты по существу являются сервисными контрактами, которые предоставляют покупателю суточную и годовую гибкость и обязательства со стороны продавца по восполнению покупателю в последующем объемов, ранее оплаченных им в рамках условий «бери или плати». Кроме того, долгосрочные контракты предоставляют покупателям гарантию поставок газа на значительный период. Спотовый газ является, по сути, совершенно иным продуктом, и прямое сопоставление контрактных и спотовых цен является неправомерным.

При этом частичная нефтепродуктовая индексация в контрактах сохраняет свою актуальность. Нефтяная индексация дает инструмент долгосрочного бизнес-планирования, который обеспечивает непрерывность и устойчивость инвестиционного цикла в отрасли.

Средняя цена реализации газа в дальнее зарубежье (за вычетом НДС, включая акциз и таможенные пошлины)

За год, закончившийся 31 декабря
2015	2016	2017	2018	2019
руб./1000 куб. м	15 057,3	11 763,3	11 670,5	15 499,5	13 613,0
долл. * /1000 куб. м	245,6	176,0	200,2	246,4	210,6
евро * /1000 куб. м	221,5	159,0	176,8	209,1	188,2

* Данные не являются частью финансовой отчетности и рассчитаны по обменному курсу на конец соответствующего периода

Европейский рынок газа

Динамика поставок российского газа на европейский рынок зависит от ряда факторов, в том числе темпов экономического роста, динамики собственной добычи газа, конъюнктуры цен на другие энергоносители — особенно в электроэнергетике — и стоимости газа на других мировых рынках.

Реализация природного газа Группой «Газпром» в 2019 году в европейские страны дальнего зарубежья (млрд куб. м)

Страна	Объемы *
Австрия	9,1
Бельгия	1,3
Болгария	2,4
Босния и Герцеговина	0,2
Великобритания	59,0
Венгрия	10,5
Германия	44,9
Греция	2,5
Дания	1,7
Италия	22,0
Нидерланды	16,3
Польша	9,7
Румыния	1,1
Северная Македония	0,2
Сербия	2,2
Словакия	6,5
Словения	0,3
Турция	15,4
Финляндия	2,5
Франция	13,0
Хорватия	2,8
Чехия	2,2
Швейцария	0,3

* Объемы реализации газа Группой «Газпром» включают в том числе продажи СПГ, а также объемы реализации газа в рамках зарубежных проектов в области разведки и добычи углеводородов с участием Группы

Повышение надежности поставок газа в Европу

«Газпромом» реализуется комплекс мер по повышению надежности поставок газа европейским потребителям, предусматривающий систематическую работу по контрактации газотранспортных мощностей, оптимизации и перераспределению заказанных мощностей, осуществлению разменных операций, минимизации последствий остановок работы газопроводов и других нештатных ситуаций.

С целью повышения надежности поставок «Газпром» стал инициатором реализации газотранспортных проектов «Северный поток», «Северный поток — 2» и «Турецкий поток».

«Северный поток» — первый в истории газопровод, напрямую соединивший газотранспортные системы России и Европы, — выведен на проектную мощность в 2012 году.

«Северный поток — 2» — новый экспортный газопровод в Европу через Балтийское море. Строительство газопровода продолжается.

«Турецкий поток» — новый экспортный газопровод из России в Турцию через Черное море. Первая нитка газопровода предназначена для поставок газа турецким потребителям, вторая — для газоснабжения стран Южной и Юго-Восточной Европы. Строительство «Турецкого потока» началось в 2017 году. Поставки газа по газопроводу осуществляются с января 2020 года.

Использование подземных хранилищ газа (ПХГ) на территории европейских стран также позволяет значительно повысить надежность экспортных поставок.

Источник

Перспективы развития и диверсификации газовой инфраструктуры Восточной Европы

По оценкам экспертов, в ближайшие годы мировой рынок экспорта СПГ вырастет с 322 млрд м3 до 450 млрд м3, при этом европейские потребности в природном газе в 2019-2020 гг. будут лишь увеличиваться

Особенно высок импорт сырой нефти (более 90%) и природного газа (66%).

Суммарно на импорт сырья ежедневно расходуется до 1 млрд евро.

Нестабильная политическая и экономическая обстановка, а также риски отказа инфраструктуры ставят многие зависящие от одного поставщика страны в уязвимое положение, ввиду чего импортеры стремятся обеспечить стабильность и безопасность поставок энергоресурсов.

Для многих стран прекращение поставок газа через Украину в 2009 г. стало неприятным сюрпризом и вызвало острый дефицит сырья, что в дальнейшем вызвало множество обсуждений о необходимости диверсификации источников энергии.

В результате Евросоюз в 2014 г. выработал стратегию экономической безопасности, которая предполагает увеличение производства энергии, повышение эффективности энергосистемы, развитие инфраструктуры и возможность оперативно реагировать на кризисные ситуации.

Для оценки существующих мощностей в 2014 г. 38 стран, а также все члены ЕС, провели тестирование европейской энергосистемы:

1 й сценарий — полное прекращение поставок сырья из России, продолжительностью от 1 до 6 мес.;

2 й сценарий — российская сторона прекращает импорт через украинский транзитный маршрут.

По итогам тестирования было выявлено, что в случае прекращения поставок пострадает ряд государств, в частности под ударом окажутся восточные страны ЕС.

ЕС принял ряд мер для минимизации вреда, связанного с последствиями возможного прекращения поставок:

— была сформирована координационная группа, ответственная за мониторинг развития событий в сфере снабжения природным газом;

— энергетическая координация между странами была усилена с целью максимизации эффективности;

— были сняты ограничения в трансграничной торговле энергоресурсами.

Программа увеличения генерации мощности энергии в странах Евросоюза и диверсификация маршрутов, а также стран поставщиков предполагает:

— использование возобновляемых источников энергии (ВИЭ) для поддержания устойчивого производства;

— использование безопасной атомной энергетики;

— завершение формирования внутреннего энергетического рынка и создание недостающих звеньев инфраструктуры быстрого реагирования на перебои с поставками и перенаправления энергопотоков внутри ЕС, где это необходимо;

— ведение эффективных переговоров с Россией, Норвегией и Саудовской Аравией, а также другими энергетическими партнерами;

— укрепление механизмов взаимопомощи и защиты критической инфраструктуры (это включает в себя более высокий уровень координации между странами ЕС в использовании существующих средств хранения газа (ПХГ), разработки реверсного использования газопроводов, на региональном уровне и уровне ЕС).

За последние годы ЕС согласовал ряд новых целей для укрепления позиций Европы в международной энергетической политике.

К ним относятся:

— энергетическая стратегия ЕС 2020;

— план действий по климатической дипломатии (январь 2014 г.);

— энергетическая дорожная карта до 2050 г., которая представляет различные сценарии в течение следующих 40 лет;

— европейская стратегия энергетической безопасности, опубликованная в мае 2014 г.

Это поможет обеспокоенной Европе усилить принятие решений по ряду энергетических стратегий, но основа всего — дать ответ на действия России на Украине.

В рамках подготовки к конференции ООН по изменению климата (COP 21) в г. Париже, в декабре 2015 г., мировые лидеры встретились в Лиме 23 сентября 2014 г., чтобы обсудить приоритеты в области изменения климата.

Некоторые ссылались на украинский кризис в качестве уважительной причины для ЕС, чтобы поддержать усилия по повышению эффективности использования энергии.

В марте 2015 г. лидеры ЕС поддержали предложения ЕК в отношении мер, направленных на снижение зависимости и построение так называемого Энергетического союза.

Стратегические рамки для Энергетического союза следующие:

— помочь Европе установить видение энергетического будущего;

— объединить ряд направлений энергетической политики в единую стратегию;

— обеспечить согласованность совместных действий;

— стать новым этапом интеграции в ЕС.

Энергетический Союз имеет 5 направлений:

— внутренний энергетический рынок;

— исследования и инновации.

Дефицит газа, вызванный газовым спором властей Украины и России в 2006 и 2009 гг. побудил ЕС разработать планы, которые выходят за рамки только изменения климата.

Проект «Вертикальный коридор» появился в результате реализации новой стратегии.

9 декабря 2014 г. власти Греции, Болгарии и Румынии в совместном заявлении впервые заявили о создании так называемого «Вертикального коридора», который первоначально соединит газотранспортную сеть (ГТС) 3 х стран и может быть в дальнейшем расширен на север с участием Венгрии и оттуда к Балтике.

Результат будет в объединении ГТС между Востоком и Западом ЕС.

Текст Совместного заявления:

«Совместное заявление министров энергетики по природному газу Вертикальный коридор».

Министры, ответственные за энергетику Греческой Республики, Республики Болгарии и Румынии («Стороны») вновь подтвердили свое обязательство содействовать безопасным, устойчивым поставкам энергии по доступным и конкурентоспособным ценам, на основе энергетической стратегии ЕС для завершения формирования внутреннего энергетического рынка ЕС, прекращению изоляции государств-членов и содействию диверсификации маршрутов, источников и партнеров, в том числе за счет развития «Южного газового коридора».

Стороны признают важность регионального подхода к решению и преодоления общих проблем и выражают свою готовность расширять сотрудничество и работать вместе с целью повышения энергетической безопасности своих стран, региона и Европы в целом. Они будут стремиться, в качестве стратегического приоритета, продвигать идеи более широкого доступа к диверсифицированным поставкам и создания предпосылок для более прозрачной, конкурентоспособной, эффективной энергосистемы, включая энергетический рынок, с большим количеством газа.

На пути к достижению этих целей Стороны поддерживают развитие нового вертикального газового коридора, соединяющего Грецию, Болгарию и Румынию, с целью обеспечения бесперебойного 2-направленных поставок, а также содействие приоритетного коридора ЕС «Север-Юг» («NSI East Gas») и «Южный Коридор», через быструю реализацию проектов общего интереса и преодоление недостающих звеньев, необходимые для завершения взаимосвязанного внутреннего рынка при финансовой поддержке европейских институтов.

— подчеркивают важность облегчения доступа к диверсифицированным поставкам газа, как через межсистемные газопроводы-интерконнекторы и СПГ-терминалы, так и через хранилища газа;

— отмечают критическое значение сжиженного природного газа (СПГ) в качестве гибкого, диверсифицированного источника и пути обеспечения энергетической безопасности.

Стороны подчеркивают, что их сотрудничество с учетом других государств-членов ЕС и Энергетического сообщества с целью укрепления «Южного коридора» позволит направить поток газа из Эгейского и Черного морей.

Стороны призывают Комиссию поддержать их инициативу для более тесного регионального сотрудничества и продвижения проектов, необходимых для его эффективного и действенного осуществления в контексте политики Трансъевропейской энергетической инфраструктуры и с помощью финансовых инструментов европейских институтов.

Концепция Вертикального коридора

Вертикальный коридор является проектом, который в перспективе позволит транспортировать газ из Греции в Болгарию, затем в Румынию, а далее в Венгрию и Украину.

Вертикальный коридор является системой, использующей как уже существующие, так и в дальнейшем созданные газопроводы.

На данный момент существует 3 возможных маршрута вертикального коридора:

1. «Греция-Венгрия» позволит транспортировать до 7,4 млрд м 3 /год;

2. «Греция-Македония» предназначен для транзитной передачи через болгарскую ГТС в национальную ГТС Македонии;

3. «Греция-Сербия» с пропускной способностью 7,4 млрд м 3 /год имеет точку выхода в сербском г. Ниш, откуда газ поступит в ГТС страны.

Роль Греции в Вертикальном коридоре велика.

Участвуя в крупных проектах, таких как Южный газовый коридор, продвижение газа по газопроводам-интерконнекторам и строительство FSRU, Греция надеется стать газовым «хабом» для Юго-Восточной Европы.

Это означает, что газ будет передаваться через Грецию в другие страны из нескольких точек входа и выхода и из разных источников энергоносителей (Россия, Азербайджан, Катар, Алжир, Египет, Иран и т.д.).

Предполагается, что после реализации проекта МГП TAP, его совокупная пропускная мощность составит 20 млрд м 3 /год (после 2022 г.), а также за счет использования максимальной пропускной мощности газопроводов-интерконнекторов в Северной Греции (Sidirokastro, IGB, IТВ) в качестве точки выхода.

Максимальная емкость экспорта природного газа из Греции может достигать почти 34 млрд м 3 /год.

На практике можно гарантировать лишь около 9 млрд м 3 /год через МГП IGB и IGT.

МГП Турецкий поток, который является преемником МГП Южный поток, может добавить к турецко-греческой границе еще 15,75 млрд м 3 /год.

Под эти мощности Греция разрабатывает инфраструктуру с использованием проекта МГП ITGI (максимальная пропускная мощность 16 млрд м 3 /год).

Большая часть вышеуказанного количества газа будет направлена в Италию через МГП ТАР и МГП IGI Poseidon, а через остальные точки выхода на греко-болгарской границе может быть передана до 8 млрд м 3 /год после 2020 г.

С учетом этого греческая национальная ГТС может стать отправной точкой ГТС, которая будет доставлять значительное количество газа в вертикальных осях в Болгарию и Румынию, а оттуда в ряд других стран: Венгрию, Сербию, Молдавию, Украину.

Концепция Вертикальный коридор является дополнением к проекту ГТС Южный коридор и позволит соединить изолированные ГТС стран Европы.

Изначально Вертикальный коридор будет управлять доставкой до 5 млрд м 3 /год, начиная с греческой ГТС.

Греция сначала удовлетворит свой внутренний спрос на газ из 4 различных точек входа (МГП TAP, FSRU Revythousa, FSRU Kipoi) и начнет экспорт при избытке.

Преимуществом Вертикального коридора считается то, что страны-участницы являются членами ЕС и их интересы совпадают с интересами ЕС, и необходимостью соблюдать режим регулирования ЕС.

С другой стороны, проект Вертикальный коридор может быть реализован в короткий период времени и при относительно низкой стоимости, так как многое уже сделано в Греции, Болгарии, Румынии.

ЕС рассчитывает на возможности Южного газового коридора (ЮГК) для удовлетворения своих энергетических потребностей, и список поставщиков может расшириться за счет природного газа из Азербайджана, Туркменистана, Казахстана, Ирана, Ирака.

Заинтересованность ЮГК обусловлена, в т.ч. растущим спросом со стороны Юго-Восточной Европы, потребности которой в энергоресурсах будут расти на 1% каждый год до 2026 г.

Греция, Хорватия, Болгария, Румыния, Турция и Сербия уже используют природный газ, имея хорошо развитые рынки.

Поставки идут в основном за счет импорта из России, Ирана и Азербайджана.

Греция и Турция, у которых хорошо развиты импорт и СПГ-терминалы, имеют также импорт из Алжира, Нигерии, Катара и других поставщиков СПГ.

Хорватия и Румыния в значительной степени покрывают свои потребности объемами газа собственной добычи, а Болгария, Сербия и Турция – в незначительной степени.

При прогнозировании будущего спроса на газ в регионе, одним из главных вопросов является возможность перемещения различных видов энергоресурсов между категориями спроса (жилое, коммерческое и промышленное применение).

По плану ЕС должен достигнуть поставленных целей по улучшению ситуации в энергетической и экологической сферах деятельности к 2030 г.

Основным приоритетом является промышленный сектор, использующий до 40% общего объема энергетических ресурсов Евросоюза.

Цель — снизить потребление электроэнергии, в т.ч. за счет использования смарт-счетчиков.

Согласно статистике, в 2013 г. общий объем добываемого ЕС природного газа составил 14,08 млрд м 3 /год, при этом расход достиг 74,08 млрд м 3 /год, а наибольшие расходы у Турции — 74,08 млрд м 3 /год при объемах газа собственной добычи всего в 14,08 млрд м 3 /год.

На 2 м месте Греция, чьи запросы в объеме 3,5 млрд м 3 /год покрываются исключительно за счет импорта.

3 е место за Болгарией, чьи потребности исчисляются в 2,6 млрд м 3 /год, а уровень добычи — 0,2 млрд м 3 /год.

Восточная Европа является наиболее перспективным и динамически развивающимся регионом с точки зрения газовой инфраструктуры — именно здесь сосредоточены наибольшие объемы добычи газа, во многом обеспеченные Румынией, и, без учета запросов Турции, в 2013 г. составили 13,5 млрд м 3 /год, что, теоретически, удовлетворило 50% спроса в объеме 26,6 млрд м 3 /год.

Также стоит отметить, что регион Западных Балкан в подавляющем большинстве не имеет газовой инфраструктуры и, соответственно, не является потребителем СПГ.

Строительство крупных коридоров

Сегодня система магистральных газопроводов (МГП) TANAP и ТАР считаются основным звеном в ЮГК.

ЮГК протяженностью 3,5 тыс. км должен стать основным каналом поставок природного газа с месторождения Шах-Дениз в Азербайджане, а также каспийского и центрально-азиатского региона, включая страны на Ближнем Востоке.

Официальное открытие ЮГК состоялось 29 мая 2018 г. в г. Баку.

Строительство завершающего сегмента ЮГК — МГП TAP — на данный момент продолжается.

На 16 мая 2019 г. газопровод был построен на 87%.

Начало коммерческих поставок азербайджанского газа в Европу по ЮГК ожидается в 2020 г., после ввода в эксплуатацию МГП TAP.

Трансанатолийский газопровод (МГП TANAP) протяженностью около 2 тыс. км — совместный проект Азербайджана и Турции, начинается на границе с Грузией и завершается на границе с Грецией.

Его продолжением является Трансадриатический газопровод (МГП TAP) на пути в Италию.

Природный газ в МГП TANAP будет поступать из МГП ЮКТ (Южно-Кавказский газопровод).

МГП ЮКТ (SCP) в настоящее время расширен.

Структура собственности МГП ЮКТ другая, нежели у МГП TANAP.

Проект МГП TANAP оценивался в 10 млрд долл. США, но стоимость удалось снизить до 7 млрд долл. США.

В декабре 2011 г. Азербайджан и Турция подписали меморандум о взаимопонимании (МоВ) по созданию консорциума по строительству МГП TANAP.

В июне 2012 г. было заключено межправительственное соглашение о МГП TANAP.

На 1 июля 2019 г. МГП TANAP полностью готов к поставкам азербайджанского газа в Европу.

На 1 м этапе пропускная способность составит 16 млрд м 3 /год, из которых 6 млрд м 3 /год будут направлены на турецкий внутренний рынок, в то время как остальной объем природного газа пойдет на нужны других европейских стран.

На 2 м этапе пропускную мощность планируют увеличить до 24 млрд м 3 /год.

По оценкам экспертов МГП TAP может обеспечивать поставки сетевого газа из Азербайджана в Европу на полную пропускную мощность в течение 25 лет.

ЕК освободила проект от регулируемых тарифов на начальном этапе для расширения потенциала.

МГП TAP (Trans Adriatic Pipeline) был выбран консорциумом Шах-Дениз в жесткой конкуренции с предлагаемым северным маршрутом (МГП Nabucco West) для транспортировки газа в Европу через западную границу Турции.

Система МГП TAP – TANAP соединит существующие и планируемые ГТС для транспортировки природного газа в Юго-Восточной Европе с ГТС в Западной Европе через Грецию, Албанию, Адриатическое море и Италию.

Таким образом, газопровод будет давать Европе доступ к основным запасам природного газа, расположенным в основном в Каспийском регионе.

Начальная пропускная мощность МГП TAP Ø 48 дюймов составит 10 млрд м 3 /год.

Протяженность 764 км на суше и 105 км – на шельфе.

Стоимость — 5,3 млрд долл. США.

По правилам (ЕС) № 994/2010 о мерах по обеспечению безопасности поставок газа морской участок Албания – Италия МГП TAP должен работать как в прямом, так и в реверсном режиме.

Это позволит региону подключиться к новым источникам газа, например, в Северной Африке, или СПГ-терминалам в Италии.

На 2 м этапе планируется подключить страны Западных Балкан (Черногорию, Боснию и Герцеговину и Хорватию) через МГП IAP.

МГП TAP был выбран как проект общих интересов (PSI), и как таковой имеет поддержку Европейского Союза.

С 17 мая 2013 г., соответствующие регулирующие органы в Италии, Греции и Албании, а также Европейской комиссии официально одобрили заявку Трансадриатического трубопровода (TAP) для 3 й стороны доступа (TPA) исключения для начальной емкости 10 млрд м 3 /год.

Это решение означает, что МГП TAP может предоставлять полную пропускную мощность для экспорта объемов газа из Азербайджана в Европу в течение 25 лет.

Кроме того, ЕК утвердила освобождение от регулируемых тарифов как для первоначального этапа, так и для этапа развития МГП, а также освобождение от разделения собственности на 25 лет.

Пропускная мощность реверса МГП TAP из Италии в Грецию регулируется.

Правила внутреннего рынка Европейского Союза обычно требуют доступ 3 й стороны ко всей энергетической инфраструктуре, включая газопроводы.

Тем не менее, национальные регулирующие органы могут предоставлять исключения из этого правила в течение ограниченного периода времени, чтобы облегчить финансирование и строительство основных инфраструктурные проекты, такие как трансграничные трубопроводы (коннекторы).

При условии, что все условия были выполнены, Европейская комиссия может принять решение об освобождении TAP от определенных положений в своей нормативной базе.

МГП IAP (Ионический Адриатический газопровод) предполагает поставку газа в Западные Балканы.

Начало будет в г. Фиер, в Албании, затем через Черногорию и Боснию и Герцеговину в г. Сплит в Хорватии.

В г. Фиер МГП IAP будет связан с МГП TAP и считается частью МГП системы TANAP-TAP.

TAP AG подписал различные МоВ с разработчиками проекта IАП, в том числе Plinacro (Хорватия), BHGas (Босния и Герцеговина), а также с правительствами Черногории и Албании.

В г. Сплит МГП IAP будет соединен с существующей ГТС Хорватии.

Кроме того, он может быть соединен с другими объектами газовой инфраструктуры, в т.ч. СПГ-терминала Адриа в г. Крке.

Протяженность МГП IAP составит 516 км.

Это будет МГП с возможностью реверса, пропускная мощность — 5 млрд м 3 /год.

Срок ввода в эксплуатацию МГП IAP – 2020 г.

МГП Турецкий поток, который пройдет по дну Черного моря строит Россия.

Ввод в эксплуатацию 2-ниточного МГП Турецкий поток пропускной мощностью 15,75 млрд м 3 /год назначен на конец 2019 г.

Благодаря новому газопроводу, Турция сможет использовать 14 млрд м 3 /год для нужд внутреннего рынка.

Одновременно с этим остается неопределенной судьба МГП Трансбалканский газопровод, проходящему по всей Молдавии, Румынии и Болгарии, и по которому как минимум до конца 2019 г. транзитом по ГТС Украины будет поставляться российский сетевой газ.

В настоящее время ни одна из стран региона не экспортирует природный газ.

Развитие добычи природного газа в регионе сталкивается с целым рядом проблем.

Требуются крупные инвестиции в инфраструктуру для транспортировки природного газа и переработки.

Установление экологических правил и правил техники безопасности может оказаться сложной задачей.

Дополнительно, чтобы экспортировать газ через новую инфраструктуру, потребуются согласования с властями региона.

В 2017 г. Кипр, Греция, Италия и Израиль подписали меморандум о взаимопонимании (МоВ) по поддержке строительства МГП East Med, который соединит новые месторождения в Восточном Средиземноморье с Европой.

Протяженность МГП East Med — около 2 тыс. км.

Стоимость — порядка 6 млрд евро.

Маршрут будет проходить через израильское месторождение Левиафан, кипрскую Афродиту и дойдет через Грецию в Италию.

Проектная мощность — 12-16 млрд м 3 /год газа.

Уже подготовлено ТЭО силами компании IGI Poseidon — СП на паритетной основе между DEPA и Edison SpA.

В мае 2017 г. страны говорили о том, что окончательное инвестиционное решение (ОИР) по проекту будет принято к 2020 г., а сам газопровод будет запущен к 2025 г.

Первоначальный проект МГП предусматривает строительство 1 участка Кипр — Израильские месторождения протяженностью 150 км, 2 участка Кипр — Крит протяженностью 633 км, а 3 участок Крит — материковая Греция — 405 км, итого 1,188 км.

Пропускная способность — 8 млрд м 3 /год.

Этот проект также является частью реализации стратегии энергетической безопасности ЕС.

Газопровод-интерконнектор Болгария и Румыния (IBR)

Болгария начала строительство газопровода присоединения с Румынией в августе 2011 г.

Общая стоимость проекта — 24 млн евро, 9 из которых — фонды ЕС, 11 – инвестиции Болгарии, 4 — румынский Трансгаз.

Протяженность IBR Джурдже — Русе составляет 25 км, в т.ч. 15,4 км в Болгарии и 2,1 км ниже Дуная.

Завершили проект Bulgartransgaz и румынский Transgaz в ноябре 2016 г.

Газопровод – интерконнектор Болгария и Турция (ITB)

Проект получил грант от Connecting Europe Facility ЕС, чтобы частично покрыть расходы, связанные с подготовкой ТЭО.

Проект с Турцией считался «ключом» к усилиям по диверсификации поставок энергоресурсов Болгарии в связи с тем, что турецкая ГТС имеет 6 точек входа для природного газа.

МГП ITB протяженностью 205 км, в т.ч. 75 км между компрессорной станцией (КС) Лозенец и болгаро-турецкой границей, турецкий участок около 130 км — от границы до ГТС Botas на участке МГП Onerler — Sarkoy, будет иметь пропускную способность 3 млрд м 3 /год на начальном этапе.

Диаметр трубы – Ø 28 дюймов (700 мм), рабочее давление 75 бар.

Строительство началось в 2016 г.

Газопровод- интерконнектор Болгария — Сербия (СРК)

МГП София-Димитровград (Сербия) — NIS (Сербия), соединит ГТС Болгарии и Сербии.

Цель состоит в том, чтобы обеспечить диверсификацию маршрутов.

Ожидается, что строительство газопровода обеспечит возможность доставки до 1,8 млрд м 3 /год природного газа в обоих направлениях, с возможностью дальнейшего увеличения объемов до 4,5 млрд м 3 /год.

Общая протяженность маршрута составляет 150 км, из которых около 50 км находятся на территории Болгарии.

Возможный диаметр трубы Ø 28 дюймов и рабочее давление 55 бар.

Болгария запустила FID проекта протяженностью 150 км и пропускной способностью 4,5 млрд м 3 /год.

Газопровод Болгария – Греция (IGB).

22 мая 2019 г. в с. Кирково Кырджалийской области на юге Болгарии началось строительство газопровода IGB, по которому газ поступит в Болгарию, а также Юго-Восточную Европу в объеме до 5 млрд м 3 /год.

Газопровод длиною 168,5 км соединит греческую ГТС в районе Комотини с болгарской ГТС в районе Стара-Загора.

ICGB — оператор проекта МГП IGB — получил освобождение от правил 3 го энергопакета ЕС.

Благодаря IGB, Болгария также получит доступ к МГП TAP, что позволит в будущем транспортировать газ через Турцию и Грецию.

Газопровод Румыния — Венгрия

Помимо потока между Болгарией и Румынией, был заложен двухсторонний газопровод, соединяющий румынских и венгерских партнеров.

В данный момент эта нитка обеспечивает газом только Румынию.

Параллельно ведутся работы по строительству соединительной нитки с Сербией, что может открыть перспективы к импорту СПГ через терминал в Хорватии.

Румынская ГТС построена по принципу взаимосвязанной радиально-кольцевой системы с общей проектной мощностью около 30 млрд м 3 /год природного газа.

Плавучие хранилища газа (FSRU)

Есть 2 проекта FSRU в Греции, которые должны быть расположены рядом с маршрутом проекта МГП TAP, греко-болгарского МГП IGB и существующего греко-турецкого МГП IGT в непосредственной близости от болгарского и турецкого рынка.

Греческая GASTRADE разрабатывает проект FSRU объемом хранения 170 тыс. м 3 , который будет пришвартован рядом с портом Александруполис, пропускной мощностью 6,1 млрд м 3 /год природного газа.

Ресурсной базой будет импорт из различных источников СПГ на основе долгосрочных и спотовых контрактов.

DEPA пытается реализовать проект FSRU объемом хранения 150,170 тыс. м 3 , который будет пришвартован рядом с портом Александруполис, пропускной мощностью до 5 млрд м 3 /год природного газа первоначальной стоимостью около 400 млн долл. США.

Оба проекта FSRU отмечены как проекты ЕС общего интереса и получили финансирование из Connecting Europe Facility.

По оценкам экспертов, в ближайшие годы мировой рынок экспорта СПГ вырастет с 322 млрд м 3 до 450 млрд м 3 , при этом европейские потребности в природном газе в 2019-2020 гг. будут лишь увеличиваться.

Новая система трансфера СПГ и газопроводы смогут удовлетворить спрос на топливо во многих странах, но ввиду растущего запроса не обеспечат экономическую безопасность ЕС в случае внезапного прекращения поставок топлива.

На данный момент в Европе находится 22 терминала СПГ, еще 6 строятся, а 32 проекта находятся в стации проектирования или исследования, при этом система Вертикального коридора начнет эффективно работать только после реализации большинства проектов, как уже имеющихся в строительстве, так и тех, чья реализация осталась только на бумаге.

До момента запуска системы, ЕС продолжит зависеть от российской стороны.

Источник