162103 (595327), страница 22

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 22)

‑створення умов для діяльності незалежного регулятора ринків, який регулює відносини між учасниками ринків;

‑створення умов для незалежної діяльності операторів з транспортування та розподілу природного газу;

‑запровадження регульованого (на основі встановлених регулятором однакових незалежно від форм власності та недискримінаційних тарифів) доступу до засобів транспортування та розподілу природного газу;

‑запровадження справедливих, прозорих та недискримінаційних соціальних зобов’язань енергетичних компаній щодо надання послуг і захист найбільш незахищених категорій споживачів;

‑створення умов для розвитку внутрішніх та міждержавних газопроводів з метою забезпечення надійності функціонування енергетичних ринків, здійснення експортно-імпортних операцій та транзиту газу.

Головними особливостями перспективного спотового ринку природного газу слід вважати:

• агрегування попиту та пропозиції для визначення відповідних кривих попиту та пропозиції системи, яке сприяє посиленню конкуренції між учасниками ринку;

• спрощення визначення ринкової ціни природного газу (у тому числі за рахунок прозорості процесу формування ціни);

• сприяння зростанню економічної ефективності системи за рахунок процесу визначення ціни природного газу, яка відображає короткострокові граничні витрати, тобто реальну економічну цінність газу в конкретний час та в конкретній точці ринкового простору;

• змога оптимізації керування ризиками та портфеля контрактів: учасники ринку отримують змогу купувати газ з різних джерел та постачати його в різних напрямках, що дозволяє комбінувати шляхи постачань через декілька центрів, диверсифікуя ризики постачальників; крім того, спотовий ринок дає учасникам можливості по зниженню і цінових ризиків;

• виступати як «остання надія» для ризиків по об'єктам: якщо одна з сторін контракту не викупила весь обсяг газу, обумовлений в довгостроковому контракті, інша сторона знає, що може тимчасово переорієнтуватися на спотовий ринок.

Основними умовами розвитку ліквідних спотових ринків вважаються:

• надлишки пропозицій та транспортних потужностей природного газу;

• забезпечення прозорих правил транспортування газу з жорсткою регламентацією послідовності дій учасників ринку та встановлення чітких часових обмежень, що обумовлено технологічними особливостями газопостачання;

• наявність регулюючого органу для розробки правил, контролю за їх виконанням, моніторингу становища та внесення змін й доповнень;

• участь достатньо великої кількості продавців та покупців на ринку, внаслідок чого ринок може відображати реальні цінові орієнтири;

• використання контрактів, стандартизованих по найбільш суттєвим контрактним умовам з тим, щоб дати змогу виникнення єдиного ефективного механізму ціноутворення за ними;

• відносна легкість входу та виходу на спотовий ринок;

• доступ до інформації (саме необхідна прозорість ринку досягається через публічно доступні інформаційні джерела).

Серед інших особливостей спотового ринку можна назвати і наявність газових сховищ (СПГ), які в значному ступені забезпечують певні можливості цінового регулювання, шляхом наявності певного зв'язку між ціною газу та його обсягів в СПГ. Так в США діє біля 410 СПГ загальним об'ємом біля 110 млрд м3 природного газу, що дорівнює 1/5 річного споживання і йде нарощування цих обсягів. Ще однією позитивною особливістю спотового ринку є наявність зв'язку між розвитком спотового та фінансового ринків.

Слід зазначити, що загальні очікування щодо зниження цін внаслідок лібералізації ринків не повинні інтерпретуватися як безумовний ціновий прогноз. Дія інших факторів, впливаючих на ціни внутрішнього ринку, таких як, наприклад, раптова зміна цін на паливо на світових ринках, в змозі змінити кінцевий напрямок руху цін. Саме такий період має місце в сьогодні. Значне підвищення цін на головні ПЕР в значному ступені превалюють над перевагами лібералізованого ринку та змушують країни експортери ПЕР суттєво підвищувати і внутрішні ціни на ПЕР. Такі тенденції стають на заваді сталому економічному розвитку в світі і, зокрема, України (рис.3.1).

Рис.3.1. – Порівняння цін на газ в Україні, Росії та Європі [ ]

3.2 Основні напрямки та заходи удосконалення фінансового механізму

Обсяги видобутого газу у травні 2008 року в Україні майже відповідають показнику минулого року (1 728,4 млн. куб. м ), у тому числі підприємствами НАК “Нафтогаз України” видобуток газу менше рівня показника 2007 року на 16,3 млн. куб. м та дорівнює 1 591,7 млн. куб. м [108].

За 5 місяців 2008 року видобуток газу на 7,1 млн. куб. м (або на 0,1%) більше показника 5 місяців 2007 року та дорівнює 8 739,8 млн. куб. м, у тому числі обсяг видобутку газу підприємствами НАК “Нафтогаз України” менше на 53,8 млн. куб. м, та становить 8 045,8 млн. куб. м. [108].

Рис.3.2. – Динаміка показників видобутку вітчизняного газу в Україні у 2007 -2008 роках [108]

За 5 місяців 2008 року територією України за оперативними даними протранспортовано (транзитом) 56,7 млрд. куб. м природного газу, що на 11,3 млрд. куб. м., або на 24,9% більше ніж за 5 місяців 2007 року.

НАК ”Нафтогаз України” за 5 місяців 2008 року споживачам реалізовано 19 508,7 млн. кубометрів природного газу вартістю 12 370,2 млн. грн., за який сплачено 12 381,2 млн. грн. Рівень оплати за спожитий природний газ всіма категоріями споживачів України становить 100,1%.

Таблиця 3.1

Обсяги та оплата споживання природного газу за 5 місяців 2008 р. (за даними НАК "Нафтогаз України”) [108]

Розрахунки за спожитий природний газ енергогенеруючими компаніями України - за травень 2008 року обсяг спожитого природного газу енергогенеруючими компаніями України зменшився порівняно з аналогічним показником травня 2007 року на 8,0 млн. куб.м і склав 49,2 млн. куб. м.

За 5 місяців 2008 року енергогенеруючими компаніями України спожито 613,1 млн. куб. м природного газу, що на 187,6 млн. куб. м або на 44,1% більше порівняно із відповідним періодом минулого року.

Рівень розрахунків енергогенеруючих компаній (з урахуванням попередньої оплати) за спожитий природний газ протягом травня 2008 року становив – 123,7% та за 5 місяців 2008 року – 100,3%.

Рис.3.3. – Динаміка показників оплати ТЕК спожитого газу в Україні у 2007 - 2008 роках [108]

Дебіторська заборгованість підприємств, що знаходяться в корпоративному управлінні НАК „Нафтогаз України” станом на 01.04.2008 складає 49 029,5 млн. грн.

Заборгованість споживачів за спожитий природний газ з урахуванням боргів 1999-2008 рр. станом на 01.06.2008 становить 6 199,3 млн. грн. Передплата протягом 5 місяців 2008 року склала 10,9 млн. грн.

Кредиторська заборгованість підприємств, що знаходяться в корпоративному управлінні НАК „Нафтогаз України” станом на 01.04.2008 складає 71 424,2 млн. грн.

У 2007 році споживання газу в Україні склало 76,4 млрд. м3 газу, в тому числі населенням – 18,0 млрд. м3, на виробничо-технологічні потреби газодобувних та газотранспортних підприємств – 7,5 млрд. м3.

Відповідно до балансу надходження та розподілу природного газу в Україні у 2007 році для власного споживання отримано за імпортом 55,9 млрд. м3 (з Російської Федерації та з країн Середньої Азії).

Під час формування стратегії імпортної політики НАК “Нафтогаз України” здійснює переорієнтацію з укладання спотових угод на укладання довгострокових контрактів на реалізацію вуглеводнів з визначенням ціни реалізації за формулами, що враховують зміни світових цін на вуглеводневу сировину.

Перспективними джерелами імпорту газу в Україну можуть бути: Туркменістан, Казахстан (з використанням системи діючих газопроводів), Азербайджан, Іран, Ірак, в тому числі з використанням перспективного газопроводу „Набукко” (розробляється програмою INOGATE під егідою ЄС), траса якого проходитиме через Туреччину, Болгарію, Румунію, Угорщину.

Україна може приєднатись до цієї системи і зацікавлена в реалізації даного проекту. Серед можливих варіантів постачання природного газу в Україну з використанням газопроводу „Набукко” варто відзначити такі:

• постачання газу зворотним шляхом по вивільненому газопроводу від КС “Лозинець” (Болгарія) до м.Ізмаїл (Україна);

• постачання газу з чорноморських портів Трабзон (Туреччина) або Супса (Грузія) – до України (Одеса, Феодосія) у компремованому або скрапленому вигляді. Для цього необхідно збудувати газопроводи–відводи, в першому випадку – від газопроводу „Набукко” до п.Трабзон, у другому – від газопроводу Баку-Тбілісі-Ерзурум до п.Супса;

• заміщення російським газом на кордоні Україна – Росія.

Альтернативними шляхами поставок газу в Україну та Європу є маршрути Іран – Європа та нові маршрути Туркменістан – Європа, які б проходили через Україну. На користь вибору саме цих країн свідчить динаміка зміни їх експортного потенціалу (рис.3.5).

Вибір конкретних варіантів диверсифікації надходження природного газу в Україну потребує більш детального техніко-економічного обґрунтування, яке має бути виконано в межах програми диверсифікації постачання природного газу в Україну.

Рис.3.4. - Маршрут газопроводу „Набукко” та можливі варіанти постачання природного газу в Україну з використанням болгарської та турецької ділянок газопроводу [108]

Рис.3.5. - Динаміка зміни експортного потенціалу природного газу Ірану та Туркменістану, млрд. м3 [108]

Можливі альтернативи постачання природного газу в Україну слід розглядати з урахуванням таких об'єктивних чинників:

• диверсифікація джерел та шляхів постачання газу в Україну – стратегічний напрям на перспективу;

• на сьогодні постачання природного газу в Україну з альтернативних джерел дорожче за природний газ, який транспортується через або з території Росії;

• альтернативні джерела та шляхи постачання газу в Україну повинні бути узгоджені з перспективами постачання газу до країн ЄС, передбаченими програмою INOGATE;

• реалізація альтернативних проектів постачання газу в Україну має виконуватись у межах створених для цього консорціумів.

У газорозподільній мережі мають місце виробничо-технологічні втрати природного газу, як нормовані, так і понаднормативні.

У 2006 році ці втрати склали 1,9 млрд. м3 (1,1 млрд. м3 – нормовані втрати, 0,8 млрд. м3 – понаднормативні) або 2,8% від обсягів використання газу споживачами України. У 2007 році з урахуванням розвитку газорозподільної мережі нормовані втрати склали 1,2 млрд. м3.

Втрати природного газу в газотранспортній системі України (балансові втрати) у 2006 році склали 1,06 млрд. м3, або 0,5% від обсягів надходження газу. У 2007 році вони зменшились на 90 млн.куб.м і склали 0,97 млн.куб.м.

Довідково: під час транспортування природного газу в газотранспортній системі щороку витрачається (переважно на роботу газоперекачувальних агрегатів) 5,5 - 5,8 млрд. м3 газу, в газорозподільній мережі – 0,016 млрд. м3.

У зв'язку з розвитком газифікації (збільшення протяжності газопроводів, зростання кількості газифікованих квартир, об'єктів тощо), старінням газопроводів і зношеністю обладнання нормовані втрати газу в газорозподільних мережах дещо підвищаться і до 2030 року складуть близько 2% від обсягів споживання.

Очікується, що втрати природного газу в газотранспортній системі у 2030 році досягнуть рівня 0,3% від обсягів його транспортування.

Основні напрямки зменшення втрат природного газу:

• вдосконалення нормативно-правової бази щодо забезпечення надійної роботи газотранспортної системи та обліку виробничо-технологічних витрат природного газу;

• модернізація та заміна фізично зношених газоперекачувальних агрегатів;

• завершення оснащення житлового фонду лічильниками природного газу до 2015 року;

• введення розрахунків за спожитий газ в енергетичних одиницях – ТДж або ГВт/год.;

• будівництво на кордоні з Росією та Білоруссю пунктів вимірювання газу, що дублюють російські та білоруські;

• завершення оснащення газовимірювальних станцій на виході газу з України та газорозподільних станцій (ГРС) І категорії високоточними дублюючими приладами обліку природного газу.

Станом на 01.01.08 залишкові запаси газу в Україні становлять 1023,8 млрд. м3. Умови видобутку з родовищ, що на даний час вже введено в розробку, постійно ускладнюються через низку чинників. Більше 75% газових родовищах мають початкові видобувні запаси менше 10 млрд. м3. Лише 4 родовища мали початкові видобувні запаси газу більше 100 млрд. м3 (Яблунiвське, Єфремiвське, Західно-Хрестищенське, Шебелинське). Важливо, що ці 4 родовища забезпечують більше 25% поточного видобутку природного газу і сьогодні.

На найближчу та подальшу перспективу рівні видобутку газу в Україні будуть визначати такі складові:

• підвищення ефективності видобутоку вуглеводнів з родовищ, що знаходяться в експлуатації;

• прискорена розробка запасів з нових родовищ;

• приведення цін на газ для всіх категорій споживачів до економічно обґрунтованого рівня.

Зважаючи на динаміку видобутку газу з введених в розробку родовищ та прогнозної зміни розвіданих запасів вуглеводневої сировини, нв рис.3.4 наведено розраховані обсяги видобутку газу на прогнозний період (внутрішні джерела, базовий сценарій) [ ].

Характеристики

Список файлов ВКР