Освоение и введение в эксплуатацию в 1990-х гг. еще одного крупного газового месторождения – Слейпнер – позволило построить магистральный газопровод, который соединил эту зону Северного моря с бельгийским портом Зебрюгге и французским портом Дюнкерк. Этот газопровод «НорФра» длиной 850 км стал самым протяженным подводным газопроводом в мире; его пропускная способность – 14 млрд м3 газа в год. В британском секторе еще один нефтепровод связывает месторождение Фергюс с районом Абердина.
С 1990-х гг. особенно быстро росла добыча нефти и газа в с е в е р н о й з о н е моря, которая вытянута вдоль цепочки подводных грабенов в меридиональном направлении, причем глубина моря здесь возрастает до 100–150 м. Интересно, что некоторые из месторождений этой зоны находятся как раз на границе британского и норвежского секторов и разрабатываются обеими странами. Это относится к газовому месторождению Фригг, откуда добываемый газ по подводному газопроводу транспортируется в Великобританию (Фергюс). Это относится и к нефтегазовому месторождению Мёрчисон, откуда по подводному нефтепроводу добываемая нефть направляется для переработки на Шетландские о-ва. Наконец, это относится и к самому крупному нефтегазовому месторождению северной зоны – Статфьорд, которое было введено в эксплуатацию в 1979 г. Тогда же только в его норвежской части извлекаемые запасы оценивались в 380 млн т нефти и 30 млрд м3 природного газа. Нефть этого месторождения вывозится танкерами непосредственно с морских терминалов, а природный газ по подводному газопроводу транспортируется в Фергюс.
Возникает естественный вопрос: почему до недавнего времени не было ни одного трубопровода от месторождений Северного моря непосредственно к побережью Норвегии? Ответ на него заключается в том, что у побережья этой страны проходит глубоководный (300–400 и до 700 м) желоб, сильно затрудняющий транспортирование нефти и газа по дну моря. Однако норвежская государственная компания «Норск Гидро» разработала и осуществила проект «Статпайп», предусматривавший сооружение подводных трубопроводов через этот желоб. В 1988 г. был построен первый нефтепровод от месторождения Осеберг в район Бергена. Затем вошел в эксплуатацию газопровод Статфьорд – район Ставангера.
Актуальность подобных проектов еще более возросла после открытия в норвежском секторе крупнейшего газового месторождения Тролль, находящегося в 60–80 км от берега к северо-западу от Бергена. Запасы его оцениваются в 1,3–1,5 трлнм3. Газовая залежь здесь находится на глубине 1300–1600 м под дном моря, а глубина самого моря приближается к 350 м. Добыча природного газа на этом месторождении уже близка к 50 млрд м3 в год. Именно с ним в Норвегии связывают основные перспективы расширения экспортных поставок газа в Европу.
Обустройство газового месторождения Тролль в какой-то мере можно считать уникальным. В 1996 г. здесь была введена в эксплуатацию гигантская буровая платформа, представляющая собой производственный и жилой комплекс. Вес этой платформы составляет 660 тыс. т, и буксировали ее к месту установки самые мощные в мире буксиры. Общая высота платформы – 472 м, из которых 300 м приходятся на подводную часть. В качестве балласта для обеспечения необходимой устойчивости в полое бетонное основание платформы через специальные клапаны залита морская вода. Под действием массы балласта и давления воды нижняя секция платформы погрузилась в морское дно на 11 м, где и останется на 70 лет предполагаемого срока службы этой буровой. Персонал платформы работает по вахтовому методу. Вахта для каждой смены, состоящей из 60–70 человек, продолжается две недели.
Бурное развитие нефтяной и газовой промышленности в акватории Северного моря привело к заметному экономическому росту некоторых прибрежных районов. В Великобритании к ним относятся северо-восточная часть Шотландии, Тиссайд, Шетландские и Оркнейские о-ва, в Норвегии – Берген и в особенности Ставангер, который превратился в главный центр обслуживания нефте– и газопроводов на побережье и на шельфе Северного моря.
Однако такое развитие имело и некоторые негативные последствия. Например, оно отрицательно сказалось на рыболовстве: ведь знаменитая рыболовная Доггер-банка как раз совпадает с южной частью Центральной зоны, которая ныне буквально «нашпигована» нефтяными скважинами. Десятки буровых платформ представляют немалую угрозу и для судоходства, тем более что плотность движения судов (до 500 в сутки) здесь очень велика.
Но еще большие отрицательные последствия может иметь нарушение экологического равновесия. Еще в 1977 г. на одной из скважин промысла Экофиск произошла авария, в результате которой в море вылилось 120 тыс. т нефти. Да и при безаварийной добыче ежегодно в него попадает 20–25 тыс. т нефти, и это не говоря уже о 500-метровых зонах вокруг буровых платформ, фактически превращенных в «зоны смерти». Нельзя забывать и о том, что по дну Северного моря проложено более 6000 км трубопроводов, а предполагается проложить еще больше. Только в последнее время прибрежные государства стали принимать более строгие меры для охраны водной среды.
12. Зарубежная Европа: сдвиги в географии энергопотребления
До Второй мировой войны топливно-энергетическое хозяйство зарубежной Европы ориентировалось в основном на собственные энергоресурсы. При этом в топливно-энергетических балансах большинства стран преобладал уголь, значительные запасы которого имелись в Германии, Великобритании, во Франции, в Бельгии, Польше, Чехословакии, некоторых других странах. Но в послевоенный период в топливно-энергетическом хозяйстве зарубежной Европы произошли кардинальные структурные и географические изменения, связанные со сдвигами в структуре потребления топлива. Соответственно сложились и совершенно иные пропорции между собственными и внешними источниками топлива и энергии.
В качестве одной из тенденций можно отметить неуклонное уменьшение самообеспеченности энергоресурсами стран региона. Так, к концу 1990-х гг. в большинстве стран Западной Европы она сократилась до 1/4—1/3, в лучшем случае до 1/2 (табл. 12) и только в Великобритании и Норвегии оставалась очень большой.
Такое снижение самообеспеченности явилось прямым следствием уменьшения в энергопотреблении доли угля и увеличения доли нефти и природного газа, ресурсы которых в зарубежной Европе не столь велики. Отсюда и рост зависимости от импорта энергоресурсов.
Таблица 12
СТРАНЫ ЗАРУБЕЖНОЙ ЕВРОПЫ, В КОТОРЫХ В НАЧАЛЕ XXI в. ЧИСТЫЙ ИМПОРТ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ (В % ОТ ВСЕГО КОММЕРЧЕСКОГО ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ) ПРЕВЫШАЛ 50%
Сокращение доли угля в энергопотреблении началось в зарубежной – в особенности в Западной Европе уже в первый послевоенный период, а в 1990-х гг. его доля стабилизировалась на уровне примерно 1/5. Соответственно в Великобритании уровень угледобычи за это время снизился в четыре,[13] а в ФРГ – в три раза. К 2008 г. в Бельгии, во Франции, в Великобритании уже были закрыты все угольные шахты, а Германия закроет их к 2018 г. Впрочем, в известной мере такое сильное сокращение добычи компенсируется импортом более дешевого заморского угля – из ЮАР, Австралии, Колумбии, США. В 2000 г. уже 2/3 общего спроса на уголь в Западной Европе удовлетворялось за счет импорта (165 млн т), а к 2020 г., согласно прогнозам, доля импорта увеличится до 4/5.
Длительный период дешевой нефти привел к тому, что в зарубежной Европе именно она заняла первую строчку в структуре потребления энергоресурсов, причем доля ее достигла 1/2. После энергетического кризиса середины 1970-х гг. многие полагали, что к концу XX в. она уменьшится до 1/4, однако этого не случилось – она и теперь превышает 40 %.
Соответственно сохранилась и большая зависимость региона от импорта нефти. Если принимать в расчет только Западную Европу, то в 2005 г. в ней было потреблено 670млнт нефти, из которых импорт достиг 610 млн т. Зависимость Центрально-Восточной Европы от импорта нефти еще более велика. Зарубежная Европа снабжается нефтью из трех главных районов: 1) нефтегазоносного бассейна Северного моря; 2) развивающихся стран; 3) России (рис. 21).
Снабжение стран зарубежной Европы нефтью с промыслов С е в е р н о г о м о р я в первую очередь характеризует ту самую самообеспеченность этим видом топлива, о которой говорилось выше. Но поставки из Норвегии и Великобритании удовлетворяют лишь небольшую ее часть.
Нефть из развивающихся стран Африки, Азии и Латинской Америки поступает в зарубежную Европу разными морскими путями, которые можно подразделить на средиземноморские и атлантические. По Средиземному морю поступает нефть из стран Юго-Западной Азии, транспортируемая по Суэцкому каналу, и из средиземноморских стран Северной Африки, прежде всего из Алжира и Ливии. Для ее переработки в портах Марселе, Генуе, Таррагоне, Триесте, Аугусте были построены крупные НПЗ, причем самый мощный нефтеперерабатывающий комплекс на этом фланге (60 млн т в год) возник на Сицилии, выгодно расположенной на основных нефтяных трассах Средиземноморья. По просторам собственно Атлантического океана в зарубежную Европу поступает нефть из Юго-Западной Азии, Нигерии, Венесуэлы, некоторых других стран. Это привело к концентрации НПЗ в портах Роттердаме (80 млн т в год), Антверпене, Лондоне, Ливерпуле, Гавре, Гамбурге и др.
Но концентрация нефтепереработки в морских портах была характерна только для начального этапа, охватывавшего 50—60-е гг. XX в. Затем – с целью приблизить ее к районам потребления – началось сооружение нефтепроводов от портов в глубь территории региона. На средиземноморском фланге таких нефтепроводов три: крупнейший из них начинается у Марселя и идет на север по долине Роны, два других берут начало в Генуе и Триесте и проходят через Альпы. На собственно атлантическом фланге два нефтепровода протягиваются к Рейну от Роттердама и Вильгельмсхафена. Благодаря этим трубопроводным системам крупными центрами переработки нефти стали Ингольштадт, Карлсруэ, Кёльн в Германии, районы итальянской Ломбардии и испанской Месеты.
Что же касается третьего важнейшего источника нефтеснабжения зарубежной Европы – России, то в этом смысле ее с полным основанием можно назвать преемницей Советского Союза, который в течение четырех десятилетий снабжал нефтью и нефтепродуктами социалистические страны Восточной Европы, а также экспортировал их в Западную Европу. Именно с этой целью был построен крупнейший магистральный нефтепровод «Дружба», создан морской «нефтяной мост» Новороссийск – Бургас, налажен экспорт нефти через порты Балтийского моря, в первую очередь через литовский Вентспилс.
Вся эта нефтеэкспортная инфраструктура продолжает действовать и теперь. По «Дружбе» ежегодно 60 млн т нефти экспортируются в Польшу, Германию, Словакию, Чехию, Венгрию. Через Новороссийск (а также Одессу и Херсон) нефть морским путем вывозится в Италию, Испанию, во Францию. Продолжает работать «нефтяной мост» Новороссийск – Бургас.
В перспективе нефтеэкспортные возможности России должны еще больше возрасти, что связано в первую очередь с осуществлением двух больших проектов, первый из которых можно назвать северным, а второй – южным.
Северный проект заключается в строительстве Балтийской трубопроводной системы (БТС). Она должна обеспечить экспортный выход нефти из осваиваемого Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, а также из Западной Сибири и Урало-Поволжья. С этой целью сооружены новые участки и расширены существующие нефтепроводы, связывающие северные районы Архангельской области с Ярославлем и далее с Киришами под Санкт-Петербургом. Отсюда нефтепровод прошел до нового морского терминала в Приморске (на северном берегу Финского залива), который был торжественно введен в строй в конце 2001 г. Этот нефтепровод «перехватит» значительную часть нефти, которая экспортировалась в зарубежную Европу через Вентспилс, что позволит избежать уплаты весьма высоких тарифов. В 2008 г. через нефтепорт в Приморске прошло уже 60 млн т российской нефти, а на южном берегу Финского залива был введен в эксплуатацию еще один глубоководный нефтепорт Усть-Луга, положивший начало формированию БТС-2.
Рис. 21. Снабжение зарубежной Европы нефтью
Южный проект связан со значительным расширением экспорта нефти (не только российской, но также казахстанской и азербайджанской) через черноморский порт Новороссийск. В соответствии с этим проектом также сооружены новые магистральные нефтепроводы, реконструированы действующие, а под Новороссийском, в Южной Озерейке, введен в строй большой нефтяной терминал. Первый танкер с казахстанской нефтью для Западной Европы вышел отсюда в октябре 2001 г.
Есть, однако, одно обстоятельство, затрудняющее развитие этого проекта. Оно заключается в том, что турецкие власти стремятся ограничить поток нефтегрузов через проливы Босфор и Дарданеллы, пропускная способность которых имеет определенные пределы. В связи с этим уже начато осуществление двух новых проектов, рассчитанных на транспортировку в Европу российской нефти в обход этих проливов. В обоих проектах исходными пунктами экспортных грузопотоков остаются Новороссийск и Туапсе, а конечными – болгарский порт Бургас и румынский порт Констанца. Из Бургаса уже прокладывается нефтепровод до греческого порта Александруполис на Эгейском море, откуда нефть морским путем будет доставляться в страны Западной Европы. А Констанца станет начальным пунктом Трансбалканского нефтепровода, который пройдет через пять стран до итальянского порта Трисет. В 2012 г. по нему будет перекачиваться 90 млн т нефти.
Крупнейшим в зарубежной Европе потребителем импортной нефти была и остается Германия. В этой стране потребляется 130–140 млн т нефтепродуктов в год, а поступают они в основном с германских же НПЗ, имеющих мощность по прямой перегонке в 110 млн т. Однако география импорта нефти в последние десятилетия изменилась весьма сильно. До энергетического кризиса середины 1970-х гг. главными ее поставщиками в ФРГ были Ливия и Саудовская Аравия, а в конце 1990-х гг. ими стали Россия (25 млн т), Норвегия (22 млн) и Великобритания (17 млн т). Кроме того, Германия ввозит нефть также (в порядке убывания) из Ливии, Сирии, Казахстана, Саудовской Аравии, Алжира, Анголы, Дании, Нигерии, Конго, Венесуэлы, Азербайджана, Нидерландов и Туниса. Такая диверсификация (раздробление) импорта нефти связана в первую очередь с политикой энергетической безопасности стран ЕС. В этих странах действует положение, согласно которому члены ЕС не могут зависеть от поставок энергоресурсов из одного источника более чем на 30 %.
Несмотря на то что в топливоснабжении зарубежной Европы первое место остается за нефтью, особенно большое внимание в последнее время привлекают вопросы, связанные с обеспечением потребностей этого региона в природном газе. Этот повышенный интерес объясняется многими общими причинами – устойчивой конкурентоспособностью газа на мировом рынке энергоресурсов, его экологическими преимуществами, удобством транспортирования, освоением новых прогрессивных технологий и др. Потребление природного газа в зарубежной Европе давно уже имеет тенденцию к непрерывному росту и к 2007 г. достигло почти 550 млрд м3. Это означает, что газовый рынок зарубежной Европы по объему годового потребления (17 % мирового) уступает только рынкам Северной Америки (26 %) и стран СНГ (22 %). Соответственно и доля природного газа в энергопотреблении зарубежной Европы увеличилась с 2 % в 1960-х гг., 8 % в 1970 г. и 14 % в 1980 г. до примерно 25 % в 2006 г. При этом главными импортерами были и остаются Германия (90 млрд м3 в год), Италия (70 млрд) и Франция (45 млрд м3). Согласно прогнозу газового баланса зарубежной Европы, к 2015 г. спрос на природный газ в этом регионе может возрасти до 640 млрд м3 (в том числе в Западной Европе – до 500 млрд и в Центрально-Восточной – до 140 млрд м3).
Зарубежная Европа снабжается природным газом из четырех главных районов: 1) Нидерландов, 2) нефтегазоносного бассейна Северного моря, 3) стран Северной Африки, 4) России. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), в конце 1990-х гг. на европейском газовом рынке соотношение этих четырех регионов было следующим: голландским газом удовлетворялось 25 % потребностей, норвежским – 17, североафриканским – 17 и российским – 41 %. Следовательно, самообеспеченность зарубежной Европы природным газом (первые два показателя) можно оценить в 42 %, а степень ее импортной зависимости – в 58 %. Со временем, однако, эта зависимость будет, по всей вероятности, возрастать, что открывает новые возможности и перед Россией, и перед Северной Африкой.
Кратко охарактеризуем каждый из четырех источников газоснабжения стран зарубежной Европы.
Нидерланды начали экспортировать природный газ в 1960-х гг.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
С 1990-х гг. особенно быстро росла добыча нефти и газа в с е в е р н о й з о н е моря, которая вытянута вдоль цепочки подводных грабенов в меридиональном направлении, причем глубина моря здесь возрастает до 100–150 м. Интересно, что некоторые из месторождений этой зоны находятся как раз на границе британского и норвежского секторов и разрабатываются обеими странами. Это относится к газовому месторождению Фригг, откуда добываемый газ по подводному газопроводу транспортируется в Великобританию (Фергюс). Это относится и к нефтегазовому месторождению Мёрчисон, откуда по подводному нефтепроводу добываемая нефть направляется для переработки на Шетландские о-ва. Наконец, это относится и к самому крупному нефтегазовому месторождению северной зоны – Статфьорд, которое было введено в эксплуатацию в 1979 г. Тогда же только в его норвежской части извлекаемые запасы оценивались в 380 млн т нефти и 30 млрд м3 природного газа. Нефть этого месторождения вывозится танкерами непосредственно с морских терминалов, а природный газ по подводному газопроводу транспортируется в Фергюс.
Возникает естественный вопрос: почему до недавнего времени не было ни одного трубопровода от месторождений Северного моря непосредственно к побережью Норвегии? Ответ на него заключается в том, что у побережья этой страны проходит глубоководный (300–400 и до 700 м) желоб, сильно затрудняющий транспортирование нефти и газа по дну моря. Однако норвежская государственная компания «Норск Гидро» разработала и осуществила проект «Статпайп», предусматривавший сооружение подводных трубопроводов через этот желоб. В 1988 г. был построен первый нефтепровод от месторождения Осеберг в район Бергена. Затем вошел в эксплуатацию газопровод Статфьорд – район Ставангера.
Актуальность подобных проектов еще более возросла после открытия в норвежском секторе крупнейшего газового месторождения Тролль, находящегося в 60–80 км от берега к северо-западу от Бергена. Запасы его оцениваются в 1,3–1,5 трлнм3. Газовая залежь здесь находится на глубине 1300–1600 м под дном моря, а глубина самого моря приближается к 350 м. Добыча природного газа на этом месторождении уже близка к 50 млрд м3 в год. Именно с ним в Норвегии связывают основные перспективы расширения экспортных поставок газа в Европу.
Обустройство газового месторождения Тролль в какой-то мере можно считать уникальным. В 1996 г. здесь была введена в эксплуатацию гигантская буровая платформа, представляющая собой производственный и жилой комплекс. Вес этой платформы составляет 660 тыс. т, и буксировали ее к месту установки самые мощные в мире буксиры. Общая высота платформы – 472 м, из которых 300 м приходятся на подводную часть. В качестве балласта для обеспечения необходимой устойчивости в полое бетонное основание платформы через специальные клапаны залита морская вода. Под действием массы балласта и давления воды нижняя секция платформы погрузилась в морское дно на 11 м, где и останется на 70 лет предполагаемого срока службы этой буровой. Персонал платформы работает по вахтовому методу. Вахта для каждой смены, состоящей из 60–70 человек, продолжается две недели.
Бурное развитие нефтяной и газовой промышленности в акватории Северного моря привело к заметному экономическому росту некоторых прибрежных районов. В Великобритании к ним относятся северо-восточная часть Шотландии, Тиссайд, Шетландские и Оркнейские о-ва, в Норвегии – Берген и в особенности Ставангер, который превратился в главный центр обслуживания нефте– и газопроводов на побережье и на шельфе Северного моря.
Однако такое развитие имело и некоторые негативные последствия. Например, оно отрицательно сказалось на рыболовстве: ведь знаменитая рыболовная Доггер-банка как раз совпадает с южной частью Центральной зоны, которая ныне буквально «нашпигована» нефтяными скважинами. Десятки буровых платформ представляют немалую угрозу и для судоходства, тем более что плотность движения судов (до 500 в сутки) здесь очень велика.
Но еще большие отрицательные последствия может иметь нарушение экологического равновесия. Еще в 1977 г. на одной из скважин промысла Экофиск произошла авария, в результате которой в море вылилось 120 тыс. т нефти. Да и при безаварийной добыче ежегодно в него попадает 20–25 тыс. т нефти, и это не говоря уже о 500-метровых зонах вокруг буровых платформ, фактически превращенных в «зоны смерти». Нельзя забывать и о том, что по дну Северного моря проложено более 6000 км трубопроводов, а предполагается проложить еще больше. Только в последнее время прибрежные государства стали принимать более строгие меры для охраны водной среды.
12. Зарубежная Европа: сдвиги в географии энергопотребления
До Второй мировой войны топливно-энергетическое хозяйство зарубежной Европы ориентировалось в основном на собственные энергоресурсы. При этом в топливно-энергетических балансах большинства стран преобладал уголь, значительные запасы которого имелись в Германии, Великобритании, во Франции, в Бельгии, Польше, Чехословакии, некоторых других странах. Но в послевоенный период в топливно-энергетическом хозяйстве зарубежной Европы произошли кардинальные структурные и географические изменения, связанные со сдвигами в структуре потребления топлива. Соответственно сложились и совершенно иные пропорции между собственными и внешними источниками топлива и энергии.
В качестве одной из тенденций можно отметить неуклонное уменьшение самообеспеченности энергоресурсами стран региона. Так, к концу 1990-х гг. в большинстве стран Западной Европы она сократилась до 1/4—1/3, в лучшем случае до 1/2 (табл. 12) и только в Великобритании и Норвегии оставалась очень большой.
Такое снижение самообеспеченности явилось прямым следствием уменьшения в энергопотреблении доли угля и увеличения доли нефти и природного газа, ресурсы которых в зарубежной Европе не столь велики. Отсюда и рост зависимости от импорта энергоресурсов.
Таблица 12
СТРАНЫ ЗАРУБЕЖНОЙ ЕВРОПЫ, В КОТОРЫХ В НАЧАЛЕ XXI в. ЧИСТЫЙ ИМПОРТ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ (В % ОТ ВСЕГО КОММЕРЧЕСКОГО ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ) ПРЕВЫШАЛ 50%
Сокращение доли угля в энергопотреблении началось в зарубежной – в особенности в Западной Европе уже в первый послевоенный период, а в 1990-х гг. его доля стабилизировалась на уровне примерно 1/5. Соответственно в Великобритании уровень угледобычи за это время снизился в четыре,[13] а в ФРГ – в три раза. К 2008 г. в Бельгии, во Франции, в Великобритании уже были закрыты все угольные шахты, а Германия закроет их к 2018 г. Впрочем, в известной мере такое сильное сокращение добычи компенсируется импортом более дешевого заморского угля – из ЮАР, Австралии, Колумбии, США. В 2000 г. уже 2/3 общего спроса на уголь в Западной Европе удовлетворялось за счет импорта (165 млн т), а к 2020 г., согласно прогнозам, доля импорта увеличится до 4/5.
Длительный период дешевой нефти привел к тому, что в зарубежной Европе именно она заняла первую строчку в структуре потребления энергоресурсов, причем доля ее достигла 1/2. После энергетического кризиса середины 1970-х гг. многие полагали, что к концу XX в. она уменьшится до 1/4, однако этого не случилось – она и теперь превышает 40 %.
Соответственно сохранилась и большая зависимость региона от импорта нефти. Если принимать в расчет только Западную Европу, то в 2005 г. в ней было потреблено 670млнт нефти, из которых импорт достиг 610 млн т. Зависимость Центрально-Восточной Европы от импорта нефти еще более велика. Зарубежная Европа снабжается нефтью из трех главных районов: 1) нефтегазоносного бассейна Северного моря; 2) развивающихся стран; 3) России (рис. 21).
Снабжение стран зарубежной Европы нефтью с промыслов С е в е р н о г о м о р я в первую очередь характеризует ту самую самообеспеченность этим видом топлива, о которой говорилось выше. Но поставки из Норвегии и Великобритании удовлетворяют лишь небольшую ее часть.
Нефть из развивающихся стран Африки, Азии и Латинской Америки поступает в зарубежную Европу разными морскими путями, которые можно подразделить на средиземноморские и атлантические. По Средиземному морю поступает нефть из стран Юго-Западной Азии, транспортируемая по Суэцкому каналу, и из средиземноморских стран Северной Африки, прежде всего из Алжира и Ливии. Для ее переработки в портах Марселе, Генуе, Таррагоне, Триесте, Аугусте были построены крупные НПЗ, причем самый мощный нефтеперерабатывающий комплекс на этом фланге (60 млн т в год) возник на Сицилии, выгодно расположенной на основных нефтяных трассах Средиземноморья. По просторам собственно Атлантического океана в зарубежную Европу поступает нефть из Юго-Западной Азии, Нигерии, Венесуэлы, некоторых других стран. Это привело к концентрации НПЗ в портах Роттердаме (80 млн т в год), Антверпене, Лондоне, Ливерпуле, Гавре, Гамбурге и др.
Но концентрация нефтепереработки в морских портах была характерна только для начального этапа, охватывавшего 50—60-е гг. XX в. Затем – с целью приблизить ее к районам потребления – началось сооружение нефтепроводов от портов в глубь территории региона. На средиземноморском фланге таких нефтепроводов три: крупнейший из них начинается у Марселя и идет на север по долине Роны, два других берут начало в Генуе и Триесте и проходят через Альпы. На собственно атлантическом фланге два нефтепровода протягиваются к Рейну от Роттердама и Вильгельмсхафена. Благодаря этим трубопроводным системам крупными центрами переработки нефти стали Ингольштадт, Карлсруэ, Кёльн в Германии, районы итальянской Ломбардии и испанской Месеты.
Что же касается третьего важнейшего источника нефтеснабжения зарубежной Европы – России, то в этом смысле ее с полным основанием можно назвать преемницей Советского Союза, который в течение четырех десятилетий снабжал нефтью и нефтепродуктами социалистические страны Восточной Европы, а также экспортировал их в Западную Европу. Именно с этой целью был построен крупнейший магистральный нефтепровод «Дружба», создан морской «нефтяной мост» Новороссийск – Бургас, налажен экспорт нефти через порты Балтийского моря, в первую очередь через литовский Вентспилс.
Вся эта нефтеэкспортная инфраструктура продолжает действовать и теперь. По «Дружбе» ежегодно 60 млн т нефти экспортируются в Польшу, Германию, Словакию, Чехию, Венгрию. Через Новороссийск (а также Одессу и Херсон) нефть морским путем вывозится в Италию, Испанию, во Францию. Продолжает работать «нефтяной мост» Новороссийск – Бургас.
В перспективе нефтеэкспортные возможности России должны еще больше возрасти, что связано в первую очередь с осуществлением двух больших проектов, первый из которых можно назвать северным, а второй – южным.
Северный проект заключается в строительстве Балтийской трубопроводной системы (БТС). Она должна обеспечить экспортный выход нефти из осваиваемого Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна, а также из Западной Сибири и Урало-Поволжья. С этой целью сооружены новые участки и расширены существующие нефтепроводы, связывающие северные районы Архангельской области с Ярославлем и далее с Киришами под Санкт-Петербургом. Отсюда нефтепровод прошел до нового морского терминала в Приморске (на северном берегу Финского залива), который был торжественно введен в строй в конце 2001 г. Этот нефтепровод «перехватит» значительную часть нефти, которая экспортировалась в зарубежную Европу через Вентспилс, что позволит избежать уплаты весьма высоких тарифов. В 2008 г. через нефтепорт в Приморске прошло уже 60 млн т российской нефти, а на южном берегу Финского залива был введен в эксплуатацию еще один глубоководный нефтепорт Усть-Луга, положивший начало формированию БТС-2.
Рис. 21. Снабжение зарубежной Европы нефтью
Южный проект связан со значительным расширением экспорта нефти (не только российской, но также казахстанской и азербайджанской) через черноморский порт Новороссийск. В соответствии с этим проектом также сооружены новые магистральные нефтепроводы, реконструированы действующие, а под Новороссийском, в Южной Озерейке, введен в строй большой нефтяной терминал. Первый танкер с казахстанской нефтью для Западной Европы вышел отсюда в октябре 2001 г.
Есть, однако, одно обстоятельство, затрудняющее развитие этого проекта. Оно заключается в том, что турецкие власти стремятся ограничить поток нефтегрузов через проливы Босфор и Дарданеллы, пропускная способность которых имеет определенные пределы. В связи с этим уже начато осуществление двух новых проектов, рассчитанных на транспортировку в Европу российской нефти в обход этих проливов. В обоих проектах исходными пунктами экспортных грузопотоков остаются Новороссийск и Туапсе, а конечными – болгарский порт Бургас и румынский порт Констанца. Из Бургаса уже прокладывается нефтепровод до греческого порта Александруполис на Эгейском море, откуда нефть морским путем будет доставляться в страны Западной Европы. А Констанца станет начальным пунктом Трансбалканского нефтепровода, который пройдет через пять стран до итальянского порта Трисет. В 2012 г. по нему будет перекачиваться 90 млн т нефти.
Крупнейшим в зарубежной Европе потребителем импортной нефти была и остается Германия. В этой стране потребляется 130–140 млн т нефтепродуктов в год, а поступают они в основном с германских же НПЗ, имеющих мощность по прямой перегонке в 110 млн т. Однако география импорта нефти в последние десятилетия изменилась весьма сильно. До энергетического кризиса середины 1970-х гг. главными ее поставщиками в ФРГ были Ливия и Саудовская Аравия, а в конце 1990-х гг. ими стали Россия (25 млн т), Норвегия (22 млн) и Великобритания (17 млн т). Кроме того, Германия ввозит нефть также (в порядке убывания) из Ливии, Сирии, Казахстана, Саудовской Аравии, Алжира, Анголы, Дании, Нигерии, Конго, Венесуэлы, Азербайджана, Нидерландов и Туниса. Такая диверсификация (раздробление) импорта нефти связана в первую очередь с политикой энергетической безопасности стран ЕС. В этих странах действует положение, согласно которому члены ЕС не могут зависеть от поставок энергоресурсов из одного источника более чем на 30 %.
Несмотря на то что в топливоснабжении зарубежной Европы первое место остается за нефтью, особенно большое внимание в последнее время привлекают вопросы, связанные с обеспечением потребностей этого региона в природном газе. Этот повышенный интерес объясняется многими общими причинами – устойчивой конкурентоспособностью газа на мировом рынке энергоресурсов, его экологическими преимуществами, удобством транспортирования, освоением новых прогрессивных технологий и др. Потребление природного газа в зарубежной Европе давно уже имеет тенденцию к непрерывному росту и к 2007 г. достигло почти 550 млрд м3. Это означает, что газовый рынок зарубежной Европы по объему годового потребления (17 % мирового) уступает только рынкам Северной Америки (26 %) и стран СНГ (22 %). Соответственно и доля природного газа в энергопотреблении зарубежной Европы увеличилась с 2 % в 1960-х гг., 8 % в 1970 г. и 14 % в 1980 г. до примерно 25 % в 2006 г. При этом главными импортерами были и остаются Германия (90 млрд м3 в год), Италия (70 млрд) и Франция (45 млрд м3). Согласно прогнозу газового баланса зарубежной Европы, к 2015 г. спрос на природный газ в этом регионе может возрасти до 640 млрд м3 (в том числе в Западной Европе – до 500 млрд и в Центрально-Восточной – до 140 млрд м3).
Зарубежная Европа снабжается природным газом из четырех главных районов: 1) Нидерландов, 2) нефтегазоносного бассейна Северного моря, 3) стран Северной Африки, 4) России. По данным Международного энергетического агентства (МЭА), в конце 1990-х гг. на европейском газовом рынке соотношение этих четырех регионов было следующим: голландским газом удовлетворялось 25 % потребностей, норвежским – 17, североафриканским – 17 и российским – 41 %. Следовательно, самообеспеченность зарубежной Европы природным газом (первые два показателя) можно оценить в 42 %, а степень ее импортной зависимости – в 58 %. Со временем, однако, эта зависимость будет, по всей вероятности, возрастать, что открывает новые возможности и перед Россией, и перед Северной Африкой.
Кратко охарактеризуем каждый из четырех источников газоснабжения стран зарубежной Европы.
Нидерланды начали экспортировать природный газ в 1960-х гг.
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16