Імпорт LNG як джерела диверсифікації енергоресурсів та гарантії енергозалежності України

3. Автори:
Наталія Кацер-Бучковська, Андріан Прокіп та Ілія Куса
Редактор:
Тетяна Торчило

4. Імпорт LNG
ВСТУП
01

5. Скраплений природний газ (LNG) стрімко змінює структуру світової газової
галузі. Гнучкий у транспортуванні, безпечний у використанні та конкурентний у
постачанні, LNG сьогодні завоював уже більше ніж 40% фізичних обсягів світового
експорту газу, а в 2040 р. може досягнути 60%. У 2020 р. розвиток LNG ринку
зазнав значних трансформацій, адже пандемія COVID-19 стала викликом для
світової економіки, змусивши провідні країни світу переосмислити роль вугілля
та пріоритезувати більш екологічні види палива, зокрема природний газ. США,
країни ЄС та найбільш розвинуті країни Азії вже вводять загальний тренд до
декарбонізації у своє законодавство, оподатковуючи викиди CO2
при виробництві
та підтримуючи низьковуглецеву промисловість. Фінансові корпорації одна за
одною відмовляються від фінансування екологічно шкідливих проєктів. Саме
тому, внаслідок відмови країн та регіонів від вугілля та переорієнтації на більш
екологічні види палива, у подальшому світова енергетика зазнає ще більш значних
змін. У цьому процесі природний газ буде відігравати роль маржинального
палива, сприяючи переходу від вугілля до відновлювальних джерел енергії і
будучи партнером зеленої енергетики в її балансуванні.
Україна ще не є повноцінним гравцем LNG ринку, незважаючи на всі для цього
передумови. Маючи вигідне географічне положення в центрі Європи, розвинуту
інфраструктуру газотранспортних та газорозподільних мереж, значний потенціал
економічного росту, сучасну морську інфраструктуру, безпекову потребу в
диверсифікації шляхів поставок газу та гостру необхідність в заміщенні вугільної
генерації, держава повинна бути зацікавленою якомога швидше ідентифікувати
шляхи поставок LNG, а також використати можливості розвинути власну
інфраструктуру регазифікації LNG.
Розвиток власної LNG-інфраструктури важливий передусім з геополітичної
точки зору. За допомогою реверсних поставок існуючими газотранспортними
коридорами Україна в середньому імпортує від 10 до 14 млрд м3
газу через
Словаччину, Угорщину та Польщу.1
У середньостроковій перспективі (5-7 років)
Україна може диверсифікувати поставки газу, налагодивши поставки LNG через
інфраструктуру сусідніх держав або ж розбудувавши власну інфраструктуру.
Серед потенційних країн-партнерів України є Литва, Польща, Туреччина, США,
Катар, Азербайджан, Хорватія та інші.
LNG – це новий газовий тренд у світі, і він може відіграти важливу роль у
процесі посилення геополітичних позицій України в регіоні. Якісна LNG-
інфраструктура потрібна для підвищення регіональної транскордонної торгівлі,
конкурентоспроможності та гнучкості на енергоринку. Україні вкрай важливо
будувати регіональні політичні, економічні та безпекові союзи, базуючись на
спільних інфраструктурних проєктах з державами-партнерами. Реструктуризація
енергетичного сектору, посилення торгівлі LNG з іншими країнами та утворення
власних шляхів постачання – усе це завдання, що вимагають часу та чіткої
дипломатичної роботи, значних приватних інвестицій та тісного державно-
приватного партнерства.
Використання LNG також дозволить Україні отримати економічну вигоду, що
особливо актуально в умовах економічного спаду. Сезонна волативність ціни LNG
на спотовому ринку, зростаючий попит та об’єми торгівлі, а також, нестабільність
на нафтовому ринку – усе це робить LNG фінансово привабливим для України.

6. Імпорт LNG
Розбудова LNG-інфраструктури стане важливим кроком на шляху декарбонізації.
Наразі енергетика України перебуває на небезпечному роздоріжжі: в той час як
перспектива зосередження на традиційних джерелах виглядає привабливою
в період економічного спаду, подальші інвестиції у викопні палива матимуть
негативний економічний ефект у середньостроковій перспективі. Для заміщення
вугілля та балансування виробництва зеленої енергії найбільш екологічним
викопним паливом є природний газ. До того ж, зважаючи на посилення
боротьби із глобальним потеплінням, усе більше країн намагаються мінімізувати
карбонового сліду у торгівлі LNG, а тому скоро будуть доступними ще чистіші
технології, які ми зможемо використовувати для зменшення карбонового сліду
LNG інфраструктури.
Дане дослідження було проведене з ініціативи Українського інституту
майбутнього – провідного аналітичного центру, метою діяльності якого є аналіз
основних політичних та економічних трендів у країні, а також формулювання
стратегії для втілення ключових реформ – та отримало підтримку міжнародного
фонду «Відродження».

8. Імпорт LNG
02
ГАЗОПОСТАЧАННЯВУКРАЇНі
НАРУБЕЖІ2020РОКУ:
СТАН,ЗАГРОЗИТА
ПЕРСПЕКТИВИ

9. Природний газ завжди був важливим енергетичним ресурсом в Україні. Проте
внаслідок скорочення обсягів його промислового споживання, економічний
спад, частковe заміщення іншими видами енергоресурсів та певною мірою,
завдяки покращенню ощадності його використання, обсяги споживання падали
протягом останніх років. Однак навіть сьогодні газ посідає важливу роль в
енергозабезпеченні країни – 26,3 % в загальному первинному постачанні енергії
та 27,3 % у кінцевому прямому споживанні енергоресурсів.
Графік 1. Енергетичний баланс України 2009-2019 рр.2
Загальне первинне постачання енергії
Кінцеве пряме спожвання
Загальнахарактеристика

10. Імпорт LNG
Ключовими гравцями у видобутку природного газу в Україні залишаються
державні компанії групи Нафтогаз, найбільшими компаніями за обсягами
видобутку в 2019 р. стали Укргазвидобування (14,9 млрд м3
), DTEK (1,66 млрд м3
),
Укрнафта (1,2 млрд м3
), UNB (0,74 млрд м3
), Burisma (0,7 млрд м3
), Smart Energy
(0,37 млрд м3
), PPC (0,28 млрд м3
), Geo Alliance (0,21 млрд м3
), а також KUB-GAS
(0,13 млрд м3
).3
Нафтогаз до того ж є важливими трейдером газу. За даними Річного звіту 2019 р.
Нафтогазу до 2018 доля групи на ринку трейдингу на Українській Енергетичній
Біржі складала лише 2%, однак сьогодні вона становить вже 40%. Найбільшими
трейдерами природного газу в 2019р. стали такі компанії:
Графік 2. Динаміка обсягів видобутку газу в України, 2015-2019 рр.4
Графік 3. 20 найбільших трейдерів природного газу

11. Балансові (видобувні) запаси природного газу в Україні станом 2019 р. складають
близько 882,6 млрд м3, що могло б забезпечити Україну на 42 роки використання
природного газу (за умови збереження темпів видобутку)5
. Україна видобуває
лише 2,4% природного газу на рік від загального запасу, у той час як більш
розвинені країни видобувають близько 6%6
. Розпорядженням Кабінету Міністрів
України від 28.12.2016 № 1079-р. Урядом ухвалено Концепцію розвитку
газовидобувної галузі України до 2020 р., метою якої було збільшення обсягів
видобутку газу й залучення інвестицій у галузь. Проте, по факту, концепцію так і
не було виконано.
Згідно з розрахунками Ryder Scott Company підтверджені запаси газу Укргазвидо-
бування становлять 276 млрд м3
, що складає близько 30% від загальних
балансових (видобувних) запасів України7
. Додатково слід звернути увагу на
щорічне зростання виробничо-технологічних витрат (ВТВ) Укргазвидобування.
Якщо ВТВ у 2016 р. становили 0,7 млрд м3
, при видобутку 14,5 млрд м3
, то у
2019 р. вони зросли до 1,2 млрд м3
, при видобутку 14,84 млрд м3
. 8
З-поміж іншого, 2020 р. відзначився укладенням семи угод про розподіл
продукції (УРП), конкурси на які були проведені роком раніше. Мова йде про
Бузівську, Берестянську, Балаклійську, Іванівську, Софіївську, Зінківську та
Угнівську ділянки, загальною площею понад 7000 км2
. На першому етапі компанії
взяли на себе обов’язок пробурити більше 30 свердловин, а гарантований обсяг
інвестицій за даними проєктами складе не менше 355 млн доларів США 9
.
Таке досягнення є надзвичайно важливим для галузі, адже проведення прозорих
конкурсів та формулювання вигідних умов для переможців дозволять залучати
інвесторів із чітко визначеним переліком зобов’язань щодо інвестицій та програми
робіт для розробки масштабних і складних проєктів. Отже, укладені договори
дозволять досягти надійної співпраці, стабільного потоку інвестицій, створення
робочих місць, а також розширення газового потенціалу країни. Підписання такої
кількості угод є також позитивним зсувом порівняно з результатами 2015 р., коли
компанії Shell і Chevron скасували проєкти УРП. Також варто зазначити рішення
Кабміну про продаж Юзівської ділянки Нафтогазу, що обіцяє розширити розробку
одного з найбільних родовищ України вже в найближчі роки.
Довгий час невирішеним залишалось питання щодо шельфової ділянки Дельфін.
Розташован в північно-західній частині континентального шельфу Чорного моря,
площею у 9,5 тис. км2
з запасами 286 млн тонн умовного палива, ділянка є
особливо важливою для України. У 2021 р. Нафтогаз отримав 20 спеціальних
дозволів на користування надрами Скіфського родовища та родовища Дельфін на
наступні 30 років10
.
Попри значну роль газу в енергетиці України, обсягів власного видобутку
недостатньо для задоволення внутрішніх потреб. Протягом останніх трьох
десятиліть власний видобуток становив близько 20 млрд м3
на рік, у той час,
як держава споживає майже 30 млрд м3
газу на рік. Саме тому Україна була і
залишається залежною від імпорту ресурсу.

12. Імпорт LNG
Графік 4. Динаміка об'ємів споживання та імпорту природного газу
в Україні 1999-2019 рр. 11
До того ж, ураховуючи тренд декарбонізації, у найближчі 20-30 років попит на
викопне паливо стрімко падатиме, що призведе до падіння світових цін на газ та
економічної недоцільності інвестицій в видобувні галузі.
Окрім зменшення експорту, країни-виробники газу зіткнуться з проблемою
зменшення інвестицій у викопні палива. Міжнародні фінансові інституції вже
відмовляються фінансувати видобування нафти і газу, перерозподіляючи капітал
на користь відновлювальної енергії та водню. Отож на фоні зниження вартості
газу на світових ринках і росту тренду декарбонізації, питання доцільності
збільшення видобутку газу в Україні залишається відкритим.

13. Розвал Радянського Союзу та здобуття незалежності створили для України зовсім
нові політико-економічні умови. Раптово постала необхідність переходу на нові
правила в економіці й міждержавних стосунках.
Руйнування виробничо-логістичних ланцюгів між колишніми країнами СРСР став
одним з найвагоміших першопричин економічної кризи, спричинивши рецесію
1991-1994 рр. Як наслідок, виник дефіцит ліквідних коштів для оплати спожитих
енергоресурсів. З іншого боку, різка зміна економічної моделі – з адміністративно
командної на перехідну до ринкової, не супроводжувалась усвідомленням того,
що за отримувані енергоресурси доведеться платити, до того ж вищу ніж раніше
ціну. При цьому влада спершу не розуміла нащо, а потім не була готова привести
ціну на газу для населення і промислових споживачів до ринкового рівня.
Це заклало передумови до виникнення боргів у розрахунках за газ, а незабаром і
до перших газових конфліктів між Україною та Російською Федерацією. Уже через
кілька років Росія усвідомила, що саме енергетичний важіль є найефективнішим
інструментом тиску на сусідні країни та примусу їх до лояльності Кремлю.
Уже на кінець 1991 р., відразу після розпаду СРСР, почали накопичуватися
борги за спожитий Україною газ перед Російською Федерацією. З’явились перші
повідомлення від російської сторони про намір припинити газопостачання,
щоправда реальних кроків так і не було прийнято. Заяви Росії не змінили ситуацію
й українські борги все ж продовжували накопичуватись.
20 серпня 1992 р. було підписано угоду між РФ та Україною про поставку Росією
Україні 70 млрд м3
газу щороку для власного споживання та зобов’язання
транзиту Україною 100 млрд м3
до інших країн Європи12
. Згодом ці та подальші
борги, які накопися у формі технічних кредитів, були реструктуризовані у
державний борг України з планом його подальшого погашення (такі механізми
реструктуризації боргів використовувався протягом 1993-1995 рр.).
Проте механізм оплати так і не було відлагоджено. Уже в серпні 1993 р. Росія
припинила постачання газу на 11 днів.
ІсторіягазовогосекторуУкраїни
таукраїнсько-російськихгазових
відносин
Газові стосунки з Росією після отримання Україною
незалежності

14. Імпорт LNG
Козирем України, звісно ж, був транзит і в результаті міжурядових перегорів газові
постачання були відновлені. На фоні відсутності повних оплат, РФ пропонувала
орендувати українську ГТС але Київ цього не схвалив.
Ситуація із заборгованістю за поставки газу зіграла не на користь України вже
влітку 1993 р., на момент завершення перемовин розділення Чорноморського
флоту. На вимогу Росії, питання погашення газових боргів стояло на першому
місці в порядку денному й лише після нього вирішувалася проблема поділу флоту.
Під час підписання Масандрівських угод, заради погашення газових боргів, Україні
довелось поступитися Росії значною частиною майна Чорноморського флоту.
Ця ситуація стала першим проявом критичної значущості газового питання для
національної безпеки України, цілісності країни та суверенної політики. Проте як і
раніше її продовжували недооцінювати у внутрішній та зовнішній політиці.
На початку 1994 р. Росія на кілька днів припинила поставки в Україну через
швидке наростання боргів і в як компенсацію, в чергове, безрезультатно вимагала
власності над газовими активами. Згодом, як оплату, Україна все ж передавала в
тимчасове користування окремі об’єкти інфраструктури Чорноморського флоту, а
також поступилася під час спору через поділ майна СРСР за кордоном. Станом на
кінець 1994 р. борг перед Газпромом складав близько 2 млрд дол.13
Газовий конфлікт 2005-2006 рр.
Влітку 2004 р. було підписано п’ятирічний контракт постачання газу із
Центральної Азії за ціною 50 дол. за тис. м3
. Проте у наслідок Помаранчевої
революції відбулася зміна політичних еліт Україні та зовнішньополітичного курсу
відносно РФ, а відповідно й політичні та економічні умови постачання газу. Так,
у грудні 2004 р. Туркменістан зажадав підвищення ціни газу від Росії та України
з 44 до 60 дол., а 31 грудня й взагалі неочікувано зупинив поставки. Відразу по
цьому, в результаті перегорів із Україною, ціна була погоджена на рівні 58 дол.,
а постачальником газу стала новоутворена компанія Росукренерго. При цьому,
поставки із Туркменістану до РФ відновились лише у травні, після того як обидві
сторони узгодили цінові умови14
.
У 2005 р. українська сторона остаточно відмовилась від ідеї тристороннього
консорціуму (заснованого Україною, Росією та європейською країною, наприклад
Німеччиною), яка народилась ще у часи президенства Леоніда Кучми. Консорціум
володів би та управляв українською газотранспортною системою (ГТС). Фактично,
це поставило крапку в російських намірах і надалі використовувати український
маршрут газу. Натомість це відкрило добу будівництва газопроводів в обхід
України та нову сторінку застосування Росією політичних інструментів впливу.
Це також започаткувало спроби Росії дискредитувати Україну, як надійного
постачальника, для отримання підтримки будівництва нових газопроводів до
Європи.
Після відхилення ідеї консорціуму Україною влітку 2005 р. Російська Дума
проголосувала за встановлення європейських цін на газ для окремих
пострадянських та постсоціалістичних країн, зокрема й України. Це було ще
однією спробою отримати у власність чи користування вітчизняну ГТС. Це співало
із періодом росту цін на нафту та інших енергоносіїв і як наслідок, ціна газу для
України стала у 3-4 вищою, ніж для окремих європейських країн.

15. Газпром викупив у Туркменістану увесь обсяг газу, доступний для прокачування у
першому кварталі 2006 р. і поставив вимогу Україні оплачувати поставки за ціною
230 дол. за тис. м3
. Україна відмовилася й 1 січня 2006 поставки припинилися. У
свою чергу, це скоротило український транзит до ЄС та інших країн. Так, Австрія,
Італія, Польща, Франція, Угорщина, Словаччина, та Румунія – усі повідомляли про
падіння обсягів доставки.
Європейське невдоволення прискорило вирішення суперечки. Газпром та
Нафтогаз врегулювали проблему та підписали 5-річний контракт, відповідно
до якого, постачальником газу ставала Росуукренерго, а реекспорт газу був
заборонений. Росукренерго фактично постачала суміш газу, отримуваного із
Туркменістану, Казахстану, Узбекистану та РФ. При цьому, напряму Україна та
ї компанії не контрактували газ із зазначених країн, цю операцію здійснював
Газпром-експорт. Відповідно, ціна прив’язувалась до умов, визначених країнами-
постачальниками. Для постачань газу всередині України для великих споживачів,
Нафтогаз та Росуукренерго створили спільне підприємство Укргаз-енерго.
Газовий конфлікт 2008-2009 рр.
Попри укладений контракт, Україна не була цілком задоволена участю в поставках
Росукренерго, зокрема через значні борги компанії перед Газпромом. Розкол у
політичних елітах по обидві сторони барикад цього протистояння зумовив новий,
ще гостріший виток газових воєн між Україною та Росією. Наприкінці 2007 р. було
заплановане підвищення ціни поставки газу в України на 38%.15
Згодом, після майже двох тижневої перерви у транзиті газу, сторони підписали
контракт з прив’язкою цін на газ до нафти та зобов’язаннями «бери або плати».
Харківські угоди 2010 р.
Глобальне зростанні цін на енергоносії в світі відбилось і на зростанні ціни
імпортованого газу в межах чинного контракту. Це підштовхнуло до пошуку
способів отримати знижу на газ. Відповідно до Харківських угод, ратифікованих
у квітні 2010 р., Україна отримувала 30% знижку на газ в обмін на продовження
терміну оренди Росією Чорноморського флоту 16
.
Очевидно, що після анексії Криму, Росія відмовилась надавати знижку на газ в
обмін на оренду Чорноморського флоту. Це, фактично, стало другим яскравим
випадком, коли прорахунки в енергетичній політиці країни відбились на
національній безпеці.

16. Імпорт LNG
Наприкінці 2017 р. Стокгольмський арбітраж виніс рішення на користь
Нафтогазу: Газпром зобов’язаний сплатити 2,56 млрд дол. з урахуванням заліку в
розмірі 2,1 млрд дол., який Нафтогаз отримав газом, що був поставлений в 2014 р.
Вимога до сплати штрафу стала предметом суперечки в подальших відносинах
між Нафтогазом та Газпромом. Найбільші побоювання стосувались того, що
це вплине на майбутнє транзитного контракт, особливо на фоні спорудження
потужностей в обхід України – газогонів Турецький потік 2 та Північний потік 2.
Запуск цих газопроводів могло позбавити Газпром потреби в українському
маршруті транзиту.
Ускладнювалась ситуація процесом «анбандлінгу», яка розпоачалася в
2017 р. Згідно з угодою про асоціацію з ЄС Україна взяла на себе зобов’язання
імплементувати Третій енергетичний пакет ЄС, який з поміж іншого вимагав
відділення операторів газотранспортних систем від газових компаній19
. Тому
Україна розпочала наймасштабнішу енергетичну реформу з часів отримання
незалежності – відокремлення транзитної систему від Нафтогазу, тобто
створення незалежного оператора. Це мало б створити конкуренцію, адже усі
трейдери матимуть однаковий доступ до ринку, посприяти покращенню стану
ГТС та й загалом полегшити процедуру транспортування.
Стокгольмський арбітраж та поставки із ЄС
У квітні 2014 р. прем’єр Арсеній Яценюк оголосив про намір Нафтогазу звернутися
до Стокгольмського арбітражу з позовом проти Газпрому.
Російська сторона зажадала виплат за недостатній відбір газу, який у межах умов
контракту 2009 р. мав складати 52 млрд м3
. До того ж, оголошена ціна газу на
поточні поставки у другому кварталі 2014 р. відповідно до контракту складала
485 дол. США і була вищою, аніж у сусідніх європейських країнах. Починаючи з 25
листопада 2015 р. Україна почала імпортувати газ винятково зі сторони ЄС 17
.
Таблиця 1. Обсяги імпорту природного газу в Україну за напрямами
у 2014-2020 рр. млрд м3 18

17. Проте все ж напередодні 2020 р. сторони – Нафтогаз, новостворений Оператор
ГТС (ОГТС) та Газпром, погодили та підписали п’ятирічний транзитний контракт.
Сторони відмовилися від взаємних претензій, а Газпром виплатив Нафтогазу
2,91 млрд дол. за рішенням Стокгольмського арбітражу (результат позову та
нарахована пеня)20
.
Договір між Газпромом і Нафтогазом про організацію транспортування,
транспортну угоду між Нафтогазом і ОГТСУ, а також міжоператорську угоду
між Газпромом і ОГТСУ був підписаний ввечері 30 грудня 2019 р. Контракт
передбачає мінімум 65 млрд м3
транзиту російського газу в 2020 р. і 40 млрд м3
на рік в 2021-2024 рр. Для порівняння 2017 р. транзит складав 93,5 млрд м3
а
у 2019 р. – 89,6. Передбачене правило «качай або плати» означає беззаперечну
оплату мінімальних обсягів транзиту навіть за нижчих фізичних об’ємів
прокачування21
.
1 січня 2020 р., через день після підписання угоди, дочірня компанія Нафтогазу,
Укртрансгаз передала управління транзитною системою Оператору ГТС України,
що у свою чергу перейшов у власність Магістральних газопроводів України та,
відповідно, Міністерства Фінансів України. Акт прийому-передачі складався з
47 тис. одиниць, чия балансова вартість становила більше 32 млрд гривень.
Таким чином 1 січня 2020 р. завершився «анбандлінг» 2
.
«Анбандлінг» не просто відділив постачальників від транзитерів, але й заклав
фундамент для створення ринку газу. Так, з серпня 2020 р. ціни на газ в Україні
встановлюються на конкурсній основі. Імпортери, трейдери та видобувні
компанії поставляють газ на ринок, Оператор ГТС та Оператор підземних сховищ
транспортують газ. Газопостачальні компанії та газорозподільні компанії купують
газ на ринку та доставляють кінцевим споживачам. У це й же час Національна
комісія, що здійснює регулювання у сферах енергетики та комунальних послуг
(НКРЕКП) слідкує за дотриманням правил та функціонуванням ринку.

18. Імпорт LNG
Наприкінці 2020 р. Верховна Рада також проголосувала за закон, що дозволяв
Оператору ГТС отримати доступ до газової біржі, що дозволить підприємствам
купувати газ швидко та за кращою ціною. Така біржа збільшує ліквідність ринку
газу, що було ще однією з вимог Третього енергетичного пакету ЄС.
Графік 5. Схема функціонування ринку газу 23

19. Підписання п’ятирічного транзитного контракту відстрочило проблему нагальної
реструктуризації вітчизняної ГТС. Проте скорочення обсягів транзиту порівняно
із проєктними потужностями актуалізує задачі планування її модернізації та
варіантів альтернативного використання. Крім цього, незрозумілим є майбутнє
ГТС після завершення чинного транзитного контракту. Актуальним є і вивчення
існуючих можливостей постачання LNG газотранспортною системою та подальше
їх розширення.
Загальна характеристика ГТС України
ГазотранспортнасистемаУкраїни
тадиверсифікаціямаршрутів
постачанняприродногогазу
Карта 1. ГТС України 20

20. Імпорт LNG
Характеристика25
:
загальна довжина газопроводів - 37 933,360 км:
магістральних газопроводів - 22 202,788 км
магістральних газопроводів-відводів - 13 339,922км
розподільних газопроводів - 2 390,65км
кількість підземних сховищ газу (ПСГ) – 12
проєктний активний об’єм всіх ПСГ – 30,95 млрд м3
Таблиця 2. Проєктні параметри ПСГ 26

21. Карта
2.
Газотранспортна
інфраструктура
України:
результати
роботи
у
2010-2019
рр.,
млрд
м
3
27

22. Імпорт LNG
За таких умов основним пріоритетом роботи української ГТС має бути здійснення
транзиту й забезпечення надійних поставок газу на внутрішній ринок при
мінімальному рівні інвестицій і витрат. При цьому необхідно здійснювати ремонт
та переоснащення зношеного устаткування, і консервацію або виведення з
експлуатації не завантажених сегментів ГТС. З урахуванням зростаючих вимог
контрагентів до ефективності та якості послуг із транспортування, необхідне
загальне підвищення операційної ефективності роботи ГТС. Окрему увагу
слід приділити питанню встановлення вигідних для європейських споживачів
транспортних тарифів, які були б нижчі, ніж тарифи обхідних газопроводів.

23. Інтегрованість ГТС України в мережі сусідніх
європейських країн
Пропускна спроможність інтерконнекторів Української ГТС з Польщею,
Словаччиною, Угорщиною і здатність реверсу, потенційно можуть посприяти
збільшенню пропускної спроможності реверсу. На сьогодні сумарні потужності
точок виходу з ГТС до країн ЄС складає 456,9 млн м3
: 28
до Польщі – 14,5 млн м3
до Угорщини – 40,2 млн м3
до Словаччини – 281,9 млн м3
до Румунії – 95,1 млн м3
З метою підвищення рівня енергетичної безпеки держави, забезпечення
диверсифікації джерел постачання газу, інтеграції ринку природного газу до
ринку Енергетичного Співтовариства, здійснюється спільна робота GAZ-System
S.A. та Оператора ГТС України над аналізом ефективності запланованого проєкту
будівництва газопроводу-інтерконнектору Польща-Україна».
Запланований газовий інтерконнектор включає в себе будівництво газопроводу
DN700 Германовичі-Страхоціна (72 км) і газопроводу DN1000 від Германовичів
до польсько-українського кордону (1,5 км) на польській стороні, включаючи
прикордонну вимірювальну станцію і компресорну станцію в Страхоціна. Уся
інвестиція включає спорудження трьох головних частин: лінійної інфраструктури,
виробничої інфраструктури та системи управління та збору даних (SCADA).
Газопровід з’єднає вузол Германовичі на польській стороні з ГТС України в районі
ПСГ Більче-Волиця на українській стороні та призначений для роботи в обох
напрямках.
На території України, як основний варіант розширення, визначено будівництво
магістрального газопроводу-інтерконектору Дроздовичі-Більче-Волиця з такими
характеристиками: довжина - близько 100 км, умовний діаметр – 1000 мм,
робочий тиск – 7,4 МПа. Пропускна здатність:
у напрямку Польща-Україна: Q = 5-8 млрд на м3
/рік
у напрямку Україна-Польща: Q = 5-7 млрд на м3
/рік.
Проєкт включено до Десятирічного плану розвитку ENTSOG на 2015-2025 рр. та
до списку Проєктів спільного інтересу Енергетичного Співтовариства (PMI) 29
.
Для прийняття остаточного рішення щодо реалізації проєкту Оператори
готуються до проведення зобов’язуючої процедури “open season” (попереднього
продажу потужностей), яка дозволить оцінити рівень попиту учасників ринків
природного газу України та Польщі та економічну доцільність проєкту.

24. Імпорт LNG
Зазначена процедура повністю відповідає кращим європейським практикам
проведення попереднього розподілу потужностей.
Можливості поставки регазифікованого LNG з Польщі для України є
підтвердженими: наразі в режимі interruptible capacity Україна може прийняти до
6,6 млрд м3
газу на рік30
. Польща планує (в разі запиту України) такі ж потужності
на 2021-2022 рр. Надходження газу з інших країн буде розглядатись оператором
ГТС України після розширення інтерконектора через Румунію.
Польща
З метою поглиблення інтегрованості ГТС України та сусідніх європейських країн
Оператор ГТС України та польський оператор GAZ SYSTEM узгодили умови
співпраці у точках з’єднання ГТС Германовичі та Дроздовичі, які повністю
базуються на законодавстві ЄС. У точці з’єднання Германовичі можна здійснювати
операції з віртуального реверсу, а алокації відбуваються відповідно до
операційного балансуючого рахунку, що не обнуляється кожного місяця31
.
Окремо слід відзначити проєкт по будівництву інтерконектора Польща-Україна.
Його важливість обумовлена тим, що після угоди між польською компанією
PGNіG та американськими компаніями щодо купівлі та можливого постачання в
Польщу американського скрапленого газу, інтерконнектор Польща-Україна може
використовуватися і для подальшого постачання цього газу до України.
Доцільність побудови цього інтерконнектору визначена ще тим, що існуючий
газопровід Комарно-Дроздовичі будувався в 70 роках минулого століття і є
недостатньо надійним. У середньостроковій перспективі (після 2024 р.) доцільно
розглянути будівництво цього інтерконнектору потужністю 8,5 млрд м3
на рік (в
Україну / в Польщу). Це також є питанням енергетичної безпеки країни.
Ситуація по проєкту є наразі доволі сприятливою через прихильну позицію США,
що підтверджується підписанням тристороннього Меморандуму щодо газового
співробітництва між США, Польщею та Україною, результатом якого має стати
така регіональна структуру між Україною та Польщею, яка допоможе знизити
залежність від поставок газу з Росії, своєчасно реагувати на кризові потреби в
природному газу (зокрема, у зв’язку з екстремально низькими температурами, а
відтак й піковим газоспоживанням у Європі) та стати хабом для експорту газу
сусіднім країнам.
Серед іншого, обговорюється можливість збільшення поставок газу до України
до 6 млрд м3
на рік після запуску газопроводу «Baltic Pipe» (орієнтовно – кінець
2022 р.) та розширення терміналу Свіноуйсьце, звідки через газопровід в
Германовичах здійснюються поставки газу до України.
Угорщина
Оператор ГТС України і угорський Оператор FGSZ домовились про співпрацю в
точках з’єднання Берегово і Берегдароц, де будуть застосовуватись стандартні
правила ведення бізнесу, які відповідають правилам транскордонного
співробітництва та законодавству ЄС32
.

25. Румунія
Угоду про взаємодію за європейськими правилами укладено між Оператором
ГТС України і румунським Оператором TRANSgaz. Угода передбачає можливість
вільного транспортування газу з Південної Європи через Болгарію, Румунію,
Україну до Молдови з потужність 17,8 млн м3
на добу. Румунія залишатиметься
транзитним маршрутом за будь-яких сценаріїв, однак її роль буде зменшуватися
після запуску «Турецького потоку»33
.
Молдова
Для повного розблокування Трансбалканського газового коридору Оператор
ГТС України та Молдоватрансгаз разом з Молдовагаз підписали міжоператорську
технічну угоду про взаємодію. Ця угода дозволяє транспортувати газ між Україною
та Молдовою в обох напрямках через ПСГ Олексіївка, Гребеники, Ананьїв,
Лиманське, Каушани. Крім того, сторони підписали угоду на транспортування
газу Україною й Молдовою для споживачів на прикордонних територіях. Молдова
вже здійснювала поставки для зберігання газу в українських газосховищах34
.
Підписаний Меморандум про взаєморозуміння щодо співробітництва в
галузі безпеки газопостачання, хоч і не є юридично обов’язковим, проте має
сприяти посиленню енергетичної безпеки в регіоні. Він має усунути та запобігти
виникненню енергетичної кризи, а також ефективно попередити і пом'якшити
можливі перебої в постачанні природного газу, зокрема, захищеним споживачам
по обидва боки кордону.
Слід зазначити, що обидві країни є сильно взаємозалежними, коли мова
стосується забезпечення постачання газу. Структура та конфігурація мережі
передачі природного газу зумовлює залежність Молдови від потоків природного
газу через Україну, а споживачі деяких житлових районів України залежать від
потоків природного газу через Молдову.
Росія
30 грудня 2019 р. у Відні Оператор ГТС України уклав міжоператорську угоду
з Газпром (Оператором російської ГТС). Згідно домовленостей між Україною
та Росією заплановано продовження транзиту російського газу на 5 років з
можливістю пролонгації ще на 10 років. Мінімальний обсяг транзиту на 2020 р.
складає 65 млрд м3
на рік, а в наступні 4 роки - 40 млрд м3
. на рік.35
Словаччина
31 грудня 2019 р. Оператор ГТС України підписав зі словацьким оператором
EUSTREAM технічний договір про взаємодію. Договір стосується точок
з’єднання Ужгород-Вельке Капушани та Будінце. Укладання цієї угоди означало,
що Оператор ГТС України підписав міжнародні документи з усіма сусідніми
операторами - Польщі, Угорщини, Румунії, Молдови, Словаччини та Росії36
.
До того ж потенційне запровадження віртуальної точки з’єднання між
Словаччиною та Україною матиме позитивний вплив на економіки обох країн.

26. Імпорт LNG
Віртуальна точка допоможе не лише збільшити обсяги транспортування газу,
що, зі свого боку, збільшить надходження до бюджету, але й гарантуватиме
безперебійність транспортування та зменшення викидів СО2
через скорочення
використання паливного газу для компресорних станцій.
Актуальним наразі також залишається питання щодо аукціонного розподілу
потужностей на кордоні держав, чого вимагає Третій Енергетичний пакет
ЄС. Якщо Словаччина введе прозорий та справедливий конкурс, це матиме
позитивний ефект на економіки обох держав — України та Словаччини37
.
Оцінка масштабів та наслідків цілковитого припинення
або суттєвого зниження обсягів транзиту газу в Україну
У випадку зупинки транзиту Оператор ГТС38
передбачає такі кроки:
«при річному обсязі споживання газу Україною в межах до 35 млрд м3
на
рік для забезпечення надійного газопостачання споживачів України для
компенсації сезонних та добових коливань достатньо заповнення ПСГ
України на рівні 47,5-55% (14,7-17,0 млрд м3
активного газу без врахування
4662 млн м3
необоротного активного газу, що технологічно виконує функції
буферного);
для забезпечення надійного постачання природного газу національним
споживачам в зимовий період (лютий-березень місяці), запаси активного газу
в ПСГ необхідно формувати таким чином, щоб забезпечити добовий відбір з
ПСГ в цей період на рівні 133 млн м3
на добу за активного обсягу газу в ПСГ
близько 13 млрд м3
, а також розробляти та впроваджувати технічні заходи
для збільшення добової продуктивності газосховищ;
з урахуванням необхідності забезпечення попиту споживачів України в сезоні
відбору, ПСГ України в змозі надавати споживачам інших країн вільні обсяги
зберігання в розмірі 14-16 млрд м3
»
Проблемними регіонами, які можуть залишитися без газу є ті, постачання яким
здійснюється з території Росії (місто Вовчанськ з населенням 20 тис. у Харківській
області та ще два населені пункти), південь Одеської області та деякі населені
пункти на Сході країни.
Здавалося б, проблеми можуть виникнути й у держав, які одночасно залежали
від постачання російського газу та його доставки через Україну, а саме: у Греції,
Болгарії, Румунії, Сербії, Боснії-Герцеговині, а також у Молдови, керівництво
якої не може вирішити питання оплати боргу за газ, спожитого Придністров'ям.
Однак запуск «Турецького потоку» дозволить отримувати газ як безпосередньо
Туреччині, так і країнам Південної та Південно-Східної Європи (з початку року газ
вже надходить до Греції та Північної Македонії) і стане ключовим маршрутом
постачання природного газу до цього регіону, в обхід Трансбалканського
газопроводу.

27. Таким чином, можна припустити, що Росія змінює партнера–транзитера з України
на Туреччину. У випадку якщо буде введений в експлуатацію «Північний потік-2»
та на повну потужність запрацюють обидві гілки «Турецького потоку» (кожна
по 15,75 млрд м3
на рік), Росія, ймовірно, не матиме потреби пролонгувати
транзитний контракт з Україною за теперішніх умов з тими ж обсягами транзиту39
.
Так, з 1 січня 2020 р. транзит газу через Україну в балканському напрямку через
Трансбалканський газопровід здійснюється лише для покриття потреб Румунії та
Молдови, а Болгарія (яка до того ж з минулого року почала отримувати частину
газу в вигляді LNG з Греції) і Туреччина вже не отримують газ через Україну. Відтак,
газопровід запрацює в реверсному режимі, який став можливим після проведення
робіт по переоснащенню системи.
Зниження обсягів самого транзиту та доходів від транзиту може стати причиною
того, що незадіяними/незавантаженими стануть більше половини експортних
газопроводів, а для транспортування газу до усіх регіонів всередині країни
доведеться підтримувати функціонування системи на належному рівні з
дотриманням відповідних параметрів, що спричинить значне зростання ціни на газ.
Проте ситуація з транзитом хоч і видається нестабільною, поки що не є
критичною через низку факторів:
Туреччина – доволі важливий партнер (стратегічний партнер, хаб, нове
родовище). Країна не є ані членом ЄС, ані стороною Енергетичного
співтовариства та вже скоротила, внутрішнє споживання газу по країні
загалом, і, зокрема, скрочення стосуєтсья російського газу. До того ж певні
джерела стверджують, що є значна вірогідність, що контракт між «Газпром
експорт» та Турецькою компанію BOTAŞ взагалі не буде продовжений після
квітня 2021 р.40
;
Спостерігається значне зниження рівня видобутку газу в Європі
(Нідерланди, Великобританія) 41
. Відтак, може зрости попит на транзит
газу з Росії до її партнерів-споживачів у Європі, а враховуючи пропускні
можливості обхідних газопроводів і відсутність їх можливостей щодо
реагування на піки газоспоживання в певні періоди часу, ГТС України (та її
ПСГ) можуть залишитися важливим коридором для здійснення транзиту;
Особливості введення в експлуатацію обхідних газопроводів дають певний
запас часу для пошуку нових маршрутів постачання газу;
За умов проведення далекоглядної політики та з урахування того, що
впродовж 10 років завершуються транзитні договори Росії з Румунією
(2023 р.), Болгарією (2030 р.) та Польщею, яка вже заявила про намір
не продовжувати контракт з Росією (з 2023 р.) можна використати
цю ситуацію для забезпечення потреб європейських споживачів у
газі, запропонувавши використання власної розгалуженої системи
магістральних газопроводів та найбільших у Східній Європі ПСГ;
Можливість альтернативного використання ГТС України задля підтримки
її ефективної експлуатації (пневмотранспорт, зберігання газу в трубах і
тощо.);
02
03
04
05
01

28. Імпорт LNG
Хоча Трансбалканський газопровід уже був запущений і транзит через
Україну, як і очікувалось, значно знизився, представники Оператора ГТС
повідомляють, що розглядають варіант залучення інфраструктури старого
Трансбалканського газопроводу та створення на його базі нового коридору
для поставок газу в Україну з Болгарії, Туреччини і Греції в обсязі до
15,8 млн м3
на добу42
.
06
Ідеї спорудження LNG терміналів в Україні, природно, були пов’язані із наміром
диверсифікувати постачання ресурсу та зменшити рівень залежності від Росії.
З кожною вище описаною газовою «війною» українське прагнення енергетичної
незалежності набувало все більш чітких обрисів й спорудження LNG терміналу
ставало все більш привабливим.
Вперше ідею будівництва терміналу з регазифікації скрапленого газу висловили
ще у 2006 р., коли Нафтогаз планував побудувати на чорноморському узбережжі
завод, який би міг приймати газ із Лівії та Єгипту, а також розріджувати його
для подачі в газотранспортну систему України. Пізніше розглядалися поставки
газу з Азербайджану, зокрема із родовища Шах Деніз 2 (на той час у розробці). У
2009 р. для опрацювання ідеї LNG терміналу було навіть сформовано відповідну
робочому групу при Міністерстві палива та енергетики. На той час вартість
будівництва оцінювалась у 2,5 млрд дол43
.
Друге життя ідея отримала наприкінці 2010 р., коли чергова газова війна Росією
підняли ціну до 250 дол. за тис. м3
.44
Так, у грудні було офіційно створено
підприємство «Національний проект» LNG-термінал». Тоді Україна планувала
самостійно поставляти скраплений газ з Північної Африки та Азербайджану,
заміщаючи ним російський газ. Через два роки, після того як ціна на російський
газ досягла рекордних 430 дол. за тис. м3
, українська влада заявила, що знайшла
інвестора, який мав очолити консорціум з будівництва, а також шукав би та
залучав нових інвесторів.
Сам проєкт також був детально розпланований. Завод по зрідженню газу повинен
був розташовуватися в районі Південному, Одеська обл. Влада планувала,
орендувати в Excelerate Energy судно яке б перевозило імпортований газ України.
Також планувалася плаваюча установка FSRU загальною потужністю понад
5 млрд м3
, яка повинна була зберігати та регазифікувати природний газ уже з
2015 р. Трішки пізніше мав би запрацювати й береговий термінал з прийому LNG.
Згідно з тодішнім проєктом Енергетичної стратегії України до 2030 р., в 2015 р.
потреба країни в імпорті газу мала складати від 33,7 до 34,3 млрд м3
. У 2020 р.
завдяки проєкту LNG потрібно було б імпортувати 27,1-29,2 млрд м3
.45
ІсторіябудівництваLNGтерміналів
вУкраїні

29. Термінал міг би покривати від 15 до 35% української потреби в газі, й при цьому
обійтися Україні в 60 млн євро (решта 800 млн євро та додаткові 130 мн євро на
газову трубу між установкою та мережею мали покриватися інвесторами, згідно
з задумом влади)46
. Реалізація проєкту LNG терміналу потужністю 10 млрд м3
досі є економічно обґрунтованою за нинішніх об’ємів імпорту газу при ціновій
кон’юнктурі, яка мала місце до обвалу ринків 2019 р.
Під час розробки та вибору місця розташування було виконано концептуальні
проєктувальні роботи, що дозволило визначитися з підготовкою базового
проєкту LNG-термінала і технічними умовами попередніх технічних рішень.
Було визначено перелік виробничого обладнання термінала з розподілом на
морське й берегове, який у ході розроблення кінцевого проєкту буде уточнено
з урахуванням умов у вибраному місці розташування. Станом на 2021 р. статус
Національного проєкту «LNG Україна» - створення інфраструктури постачання
скрапленого газу в Україну» на державному рівні залишався невизначеним.
У 2015-2016 рр. Нафтогаз та її підприємства до робіт в рамках реалізації проєкту
не залучалися. Але користуючись нагодами Нафтогаз подавала пропозиції,
щодо відновлення зазначеного проєкту до відповідних міністерств. З метою
коригування організаційної структури LNG-проєкту та його реанімації Кабінетом
Міністрів України (КМУ) розпорядженням від 5 серпня 2015 №826-р було
прийнято рішення про віднесення державного підприємства «Національний
проект «Ел Ен Джі Термінал» до сфери управління Міністерства економічного
розвитку і торгівлі України47
.
Також Планом заходів Міністерства енергетики та вугільної промисловості
України з виконання Програми діяльності КМУ та Стратегії сталого розвитку
«Україна-2020» у 2015 р. було передбачено розроблення та подання Кабінетові
Міністрів України проєкту розпорядження КМУ щодо затвердження Концепції
реалізації проєкту будівництва в Україні LNG-термінала. Згідно з Планом, у ході
підготовки зазначеної Концепції мають бути враховані результати переговорів з
Туреччиною щодо питання безперешкодного проходження танкерами протоки
Босфор48
.
Тим не менш, деякі вітчизняні приватні та іноземні компанії (США, Туреччини та
інших) зберігають інтерес до будівництва LNG-термінала в Україні. Усвідомлюючи
значення LNG-проєкту для забезпечення енергетичної безпеки України,
Міненерговугілля та «Нафтогазу» в межах компетенції максимально сприяло
втіленню конструктивних пропозицій і заходів, які сприятимуть реалізації
подібних проєктів.

30. Імпорт LNG
Так, у 2014 р. було розпочато співробітництво з приватними українськими
інвесторами, які планували в акваторії того ж порту «Южний» реалізувати
альтернативний проєкт будівництва плавучого LNG-термінала (плавучої
установки із зберігання та регазифікації, FSRU). Однак, на сьогодні реалізацію
проєкту призупинено в зв’язку із зниженням зацікавленості, в першу чергу
через неврегульованість питання проходження LNG-танкерами протоки
Босфор. Одночасно вивчається зацікавленість компаній і можливість організації
постачання LNG в межах Чорноморського басейну, що дозволяє уникнути
проблеми Босфору.
З цією метою у липні 2015 р. Компанією підписано Меморандум про порозуміння
з американською компанією «Frontera», яка висловила зацікавленість інвестувати в
будівництво LNG-термінала в Україні та організувати постачання на термінал LNG,
отриманого від її діяльності з розвідки та видобутку газу в східній Грузії49
.
Плаваючі установки для зберігання і регазифікації (FSRU) в якості концепції були
розроблені в 2005 р. у зв'язку з необхідністю швидкого вирішення проблеми
зберігання і регазифікації LNG. Перший FSRU був не новою одиницею, а
переобладнанням існуючого перевізника. Ці перші проєкти FSRU мали короткі
терміни поставки в порівнянні з наземними терміналами.
Для більшості працюючих сьогодні FSRU були вагомі причини появи: деякі з
них політичні, а інші засновані на місцезнаходженні, розкладі, вимогах цивільної
безпеки або екологічних обмеженнях. Ці фактори були визначальними для вибору
FSRU в порівнянні з наземними терміналами LNG.
FSRU не цілком конкурують з наземними рішеннями, а більше доповнюють
один одного. У цілому наземні термінали LNG є більш багатофункціональними,
часто виконуючи функції перевантаження LNG, бункерування суден і системи
завантаження автоцистерн LNG, що може мати важливе значення на певних
ринках і системах інфраструктури.
Протягом останніх декількох років в декількох проєктах використовувалася інша
технологія - плавуче сховище (FSU). Ці агрегати придатні лише для зберігання.
Система регазифікації встановлюється або на пристані, окремій плавучій
регазифікаційній баржі (FSRB), або ж на наземному терміналі.
Україна, як країна з виходом до моря, має великий потенціал до розвитку
ринку поставок LNG за умови будівництва власних потужностей зберігання та
прийому газу на узбережжі Чорного моря. Одним з головних проєктів за останні
10 років залишається проєкт терміналу «Южний», який включає будівництво
сховищ і оренди плавучої платформи регазифікації (FSRU). Аналіз сучасного і
прогнозованого газового ринку показує, що український ринок газу має міцну
базу для його споживання в промисловому і житлово-комунальному секторах.
Використання плавучої платформи регазифікації LNG в Україні є на сьогодні
виправданою зважаючи на кошторисну вартість такого проєкту та можливість
оренди судна LNG.

32. Імпорт LNG
03
РИНОКСКРАПЛЕНОГО
ПРИРОДНОГОГАЗУНА
РУБЕЖІ2020РОКУ.
ГЛОБАЛЬНИЙТА
РЕГІОНАЛЬНИЙКОНТЕКСТ

33. Розвиток зрідженого природного газу розпочався з побудови експериментального
заводу з виробництва та зберігання LNG в 1912 р., у Вірджинії (США)50
. Це була
установка, яка дозволяла зріджувати природний газ до параметричних показників,
які використовуються і зараз. Оскільки ця установка була експериментальною
й початок Першої світової війни значно сповільнив дослідження технології
зрідження, на повну потужність цей завод зміг почати свою роботу лише в
1917 р. Переживаючи світовий бум видобутку викопних ресурсів, у тому числі
й природного газу, потреби в логістичній гнучкості не було. Це змінилося
з початком Другої світової війни, яка і привела до проблем з доставкою, та
забезпеченням союзників енергетичними ресурсами в умовах ембарго і
блокування власних продовольчих баз.
Піонером в розробці глобальних рішень стала East Ohio Gas Company (EOG),
яка в 1941 р. побудувала завод зі зрідження та регазифікації в Клівленді, штат
Огайо, якраз після того, як дочірня компанія Hope Natural Gas Company в Західній
Вірджинії успішно випробувала пілотний проєкт. Завод успішно пропрацював три
роки, однак в 1944 р., згідно зі звітом Бюро по шахтах США, резервуари, в яких
знаходився LNG, вийшли з ладу. У результаті несправності значні об’єми газу та
пари витекли з резервуарів спричинивши ряд вибухів та пожежу, яка охопила
прилеглі будинки. Загалом пожежа вбила майже 130 людей та завдала збитків на
суму щонайменше 6,8 млн дол51
. Після цього випадку розвиток проєктів в США
по використанню LNG зупинилося на 6 років аби більш детального опрацювати
умови зберігання, транспортування і перш за все безпеки.
З метою опрацювання комерційних варіантів доставки LNG, судно «Methane
Pioneer» в 1959 р. доставило LNG з Лейк-Чарльза, штат Луїзіана, на острів канву
в Англії, вперше продемонструвавши, що LNG можна безпечно транспортувати
через океан52
. Після перших семи успішних перевезень LNG, Британська газова
рада вирішила імпортувати LNG з Венесуели. Однак у зв'язку з відкриттям
родовищ в Лівії та Алжирі (саме там в подальшому був побудований перший в
світі комерційний термінал скраплення в Арзеві), було вирішено імпортувати LNG
з Алжиру, який, таким чином, став першим комерційним експортером LNG в світі
(1964 р.). Згодом, поставки LNG до Великобританії не витримали конкуренції з
родовищами, виявленими в Північному морі53
.
Згодом на ринок зрідженого газу вийшла Японія, яка вперше почала імпортувала
LNG з Аляски в 1969 р.54
У цьому ж році між Алжиром і Францією, Лівією й
Італією, а також Іспанією розпочинаються торгові відносини, за допомогою яких
заключилися перші контрактні торгові відносини. Розвиток ринку LNG в 1972 р.
призводить до розширення торгової зони, в яку, зі своїми чотирма установками
регазифікації, приєднується й США. У 1973 р. Тихоокеанський регіон починає
відігравати важливу роль, коли Корея і Тайвань приєднуються як країни-імпортери.
Відбуваються перші операції з імпорту LNG з Брунею до Японії 55
.
Загальнахарактеристика
світовогоринкуLNG

34. Імпорт LNG
Починаючи з 1991 р. ринок LNG росте, особливо розширюються експортні
потужності Австралії завдяки відкриттю газового шельфу Дарвін. З початку ХХІ
століття ринок LNG зростає пришвидшеними темпами, так, в продовж 2000-2011
р. зростання в середньому 7,5% на рік, досягнувши більше 300 млрд м3
на кінець
періоду56
.
Станом на 2019 р., загальносвітовий ринок LNG становить 483,4 млрд м3
.57
Розвиток торгівлі LNG назавжди змінив кон’юнктуру ринок природного
газу, фактично об’єднавши регіональні ринки в глобальний та загостривши
конкуренцію. За результатам 2019 р. в загальній міжнародній торгівлі природним
газом частка скрапленого газу вперше склала рекордні 11% й очікується, що до
2035 р. ця частка зросте до 18%, заміщуючи власний видобуток та традиційний
газ58
. Це ознаменували шостий рік поспіль безперервного росту цього сегменту.
За окремими оцінками до 2040 р. попит на LNG може зрости вдвічі59
.
Природно, що таке зростання LNG ринку супроводжувалось зростаючими
інвестуваннями. Так, інвестиції в цю галузь за результатами 2019 р. досягли
рекордних 50 млрд дол.61
Наразі різниця у виробництві та споживанні LNG у порівнянні з 2000 р. суттєва:
кількість країн-імпортерів LNG зросла з 23 у 2009 р. до 42 у 2019 р.;
кількість країн-виробників зараз становить 20 62
;
до того ж, на газових ринках поступово з’являються ще більш низьковуглецеві
рішення.
Графік 6. Динаміка розмірів потужностей торгівлі LNG
та залучених країн 60

35. Карта 3. Регіональна ретроспектива та перспектива експорту LNG63
Карта 4. Регіональна ретроспектива та перспектива імпорту LNG64
Тренди LNG у 2019-2020 рр. та прогнози щодо попиту і пропозиції

36. Імпорт LNG
Графік 7. Ключові країни та експортери імпортери LNG, 2019 р. 65
За результатами 2019 р., глобальними лідерами експорту LNG були Катар,
Австралія, США та Росія 66
. Саме останні дві країни суттєво зміцнили свої позиції
напередодні 2020 р. Очікується, що до 2022 р. Катар, Австралія та США будуть
найбільшими експортерами LNG із загальною часткою ринку понад 50%67
.
Ключовими регіональними сегментами глобального ринку LNG є азіатсько-
тихоокеанський, північноамериканський та європейський.
Азіатсько-тихоокеанський регіон є найбільшим та найдинамічнішим. Глобальний
лідер з експорту LNG Катар володіє виробничими потужностями в 77 млн тонн
на рік67
. Країна з середини 1990 рр. цілеспрямовано зосереджувалася на експорті
газу, будуючи все нові й нові термінали для його скраплення та резервуари
для його зберігання. Уже тривалий час Катар є головним постачальником LNG
до Європи. Проте частка Катару в глобальному ринку LNG поступово падає,
внаслідок появи інших гравців та розвитку їх потужностей. Іншим ключовим
гравцем регіону є Австралія, а також Малайзія, Індонезія і Алжир.

37. Американський регіон є ще одним важливим сегментом глобального ринку
скрапленого природного газу. Особливе місце тут займає США. Ще на почату
року, Агенція енергетичної інформації очікувала, що експорт газу з США
подвоїться у 2021 р. Проте енергетична криза та падіння попиту на енергоносіїв,
вочевидь, погіршить цей прогноз.
З 2018 р. зростання експорту LNG із США відбувалось в основному завдяки
будівництву нових потужностей для зрідження газу. Внаслідок цього США
вийшли на третє місце за обсягами експорту LNG у світі70
.
Хоча у 2020 р. експорт LNG та природного газу дещо послабився у відповідь
на скорочення виробництва продукції у світі, уже зараз стає зрозуміло, що
економічне відновлення проходитиме під егідою більш чистих видів палива. Отже,
попит на природний газ та LNG ростиме разом з попитом на відновлювальні
джерела енергії.
Зважаючи на вимушену затримку іноземного фінансування, що виникла через
COVID-19, поставки LNG протягом до 2025 р. визначатимуться видобутком з
проєктів, що зараз оперують або будуються. Поступове введення в експлуатацію
нових потужностей повинно дозволити збалансувати попит і пропозицію, а тому
може означати більш стабільні ціни протягом наступних 3 або 4 років.
Міжнародні експерти прогнозують, що за базовим сценарієм попит на
LNG збільшиться до 475 млн тонн у 2025 р., а пропозиція від проєктів, що
експлуатуються та будуються станом на зараз, становитиме близько 465 млн т.
Тож із запланованих проєктів достатньо буде отримати лише 10 млн тонн, що
дорівнює 5% від потужності, яку обіцяли закордонні інвестиції у 2020 р. За
мінімальним сценарієм, попит у 2025 можна буде покрити потужностями, що
існували у серпні 2020 р., а за умови найбільшого попиту, знадобиться додаткових
85 млн тонн, тобто 45% потужностей, на які було спрямовано інвестиції у
2020 р.71
Очікується, що Китай, Південна Азія та Південно-Східна Азія будуть основними
джерелами зростання попиту72
. Формування нових ринків та використання LNG
для транспорту зроблять суттєвий внесок у зростання попиту.

38. Імпорт LNG
Газові перегони між різними країнами Азійсько-Тихоокеанського регіону
підсилюються й геополітичною складовою їхньої конкуренції.
В умовах зменшення глобального впливу США та зростання регіоналізму в
міжнародних відносинах, Південно-Східна Азія поступово стає новим епіцентром
геостратегічної конкуренції: з одного боку, поміж регіональних держав, які все ще
шукають своє місце у локальних розкладах, а з іншого боку — між глобальними
гравцями: Росією, Китаєм, Індією, США, Британією, Францією тощо.
Науково-технологічний прогрес і трансформації світової економіки, що
висувають на перший план фінансові технології та геоенергетику, призводять до
загострення боротьби за глобальні логістичні ланцюги та морські комунікації.
Відтак, Індійський океан може розглядатися як одна з головних арен боротьби
за світове домінування на наступні десятиліття, позаяк тут розташовані ключові
морські комунікаційні та логістичні вузли, завдяки яким скраплений газ і нафта
потрапляють на ринок.
Південна Корея та Японія опинилися в ситуації, коли Китай активно поширює
свій вплив у регіоні, а США не бажає на далі підтримували традиційні альянси.
Це змушує офіційні Токіо та Сеул шукати свої місця у регіональному порядку,
маневруючи між новою політикою Вашингтону та зростанням політичного
впливу Пекіну. Вакуум, який утворюється через зменшення присутності Штатів у
Південно-Східній Азії, змушує чимало країн конкурувати між собою. У 2019-2020
рр. помітним було загострення відносин між Південною Кореєю і Японією, у тому
числі через контроль над каналами поставок енергоресурсів.
Криза глобального лідерства вплинула й на позиції Індонезії та Малайзії. Обидві
країни розгублені щодо свого подальшого зовнішньополітичного курсу. Вони
вимушені балансувати між США, що мають намір спертися на них, лишаючи
регіон своїм союзникам Японії та Південній Кореї, та Китаєм, який продовжує
свою інвестиційну діяльність через численні багатомільйонні проєкти у межах
глобальної ініціативи “Один Пояс, Один Шлях”. Геополітична розірваність Індонезії
яскраво проявилася під час минулорічних, доленосних для країни, загальних
виборів, коли президент Джоко Відово, отримавши перемогу, був змушений
ділити владу зі своїм головним суперником Прабово Субіанто, призначивши
його міністром оборони, щоб зберегти баланс сил між про-китайськими та про-
американськими силами. У Малайзії подібний “картковий будинок” захитався на
початку 2020 р., коли прем’єр-міністр Махатхір Мухаммед несподівано подав
у відставку та не зміг забезпечити передачу влади своєму соратникові Анвару
Ібрагіму. Відтак, майбутнє політичної конфігурації у Куала-Лумпурі лишається
нез’ясованим.
Політико-економічнаборотьба
наринкахLNG