Текст книги "Географическая картина мира Пособие для вузов Кн. II: Региональная характеристика мира"

Автор книги: Владимир Максаковский

сообщить о нарушении

Текущая страница: 6 (всего у книги 65 страниц) [доступный отрывок для чтения: 24 страниц]

11. Нефтегазоносный бассейн Северного моря

Нефтегазоносный бассейн Северного моря занимает площадь 660 тыс. км². Поисково-разведочные работы в акватории этого моря начались в середине 60-х гг. XX в. и были вызваны двумя причинами. Первой из них явилось принятие Женевской конвенции 1958 г. о континентальном шельфе, которая создала правовую основу для раздела дна Северного моря. Сам этот раздел произошел уже в 1960-х гг., причем на долю Великобритании пришлось 46 % всей площади шельфа (до параллели 62° с. ш., принятой за границу моря при его разделе), Норвегии – 27, Нидерландов – 10, Дании – 9, ФРГ – 7, Бельгии и Франции – по 0,5°%. Вторая причина заключалась в том, что в 1959 г. на севере Нидерландов в провинции Гронинген было открыто газовое месторождение Слохтерен с извлекаемыми запасами в 2,5 трлн м³, т. е. относящееся к категории уникальных.[12]12
  Примечательно, что открытие этого месторождения, где газ залегает в песчаниках пермского возраста на глубине 2–3 км, произошло после безрезультатного бурения 200 поисковых скважин.


[Закрыть] Эксплуатация его началась в 1963 г. Естественно, можно было предположить, что залежи углеводородов существуют и под морским дном.

После окончательного согласования границ секторов Великобритания, Норвегия и другие приморские страны стали выдавать лицензии на разведку запасов нефти и газа. Так, вся площадь норвежского шельфа южнее 62° с. ш. была разделена на блоки в соответствии с геофизической координатной сеткой по долготе и широте с шагом 1°. Каждый из 36 блоков получил свой порядковый номер и был разделен на 12 равных частей. На многие десятки подобных блоков (размеры 12 х 8 миль каждый) был разделен и шельф Великобритании. Затем эти блоки сдавали в концессию отдельным компаниям – как отечественным, так и иностранным. Первой страной, развернувшей поисковые работы на шельфе (в 1964 г.), была ФРГ. Почти одновременно они начались в Великобритании и Норвегии, затем в Дании.

В результате геолого-поисковых и геолого-разведочных работ были определены как размеры запасов нефти и природного газа, так и их размещение в пределах акватории Северного моря. По состоянию на середину 1990-х гг. в этой акватории было выявлено более 450 нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождений. Общие достоверные и вероятные запасы нефти в Северном море оцениваются примерно в 3 млрд т, природного газа – в 4,5 трлн м³. Но по отдельным секторам они распределены довольно неравномерно.

В британском секторе моря обнаружено более 160 нефтяных месторождений с общими запасами 1,2млрдт (в том числе подтвержденные – 600 млн т), из которых несколько десятков уже разрабатываются. Разведаны также более 60 газовых месторождений с общими запасами 1,2 трлн м³ (в том числе подтвержденные – 650 млрд м³), из которых разрабатывается более половины. В норвежском секторе Северного моря обнаружено более 200 месторождений углеводородов, из которых свыше 60 разрабатываются. Общие запасы нефти оцениваются в 1,6–1,7млрдт (в том числе подтвержденные – 1,2 млрд т), а природного газа – в 3 трлн м³ (в том числе подтвержденные – 1,3 трлн м³). Остальные секторы Северного моря значительно беднее ресурсами нефти и газа. В Дании и Нидерландах пока разрабатывается всего несколько морских залежей, а первое газовое месторождение на германском шельфе введено в эксплуатацию только в 1999 г.

Хотя оценке перспектив нефгегазоносности Североморского бассейна посвящено довольно много исследований, мнения специалистов зачастую существенно расходятся. Некоторые из них отмечают, что геологи ежегодно открывают здесь все новые и новые нефтяные и газовые залежи. Кроме того, поисково-разведочные работы фактически уже вышли далеко за пределы собственно Северного моря и ведутся в акваториях Ирландского моря, Ла-Манша, на атлантическом шельфе Ирландии, на восточной окраине Атлантики (к западу от Шетландских о-вов), наконец, в Норвежском море – на так называемом средне-норвежском шельфе, где, кстати, они уже привели к открытию очень крупного газового месторождения Хальтенботтен (Хальтенбанкен), расположенного на широте г. Тронхейм. Другие специалисты – также вполне резонно – указывают по крайней мере на два «отягчающих» обстоятельства. Во-первых, к северу от 62-й параллели горно-геологические условия залегания углеводородов, как правило, менее благоприятны, чем в основной акватории Северного моря, так что нефтяные и газовые скважины здесь нередко приходится бурить до глубины 3500–4500 м. Во-вторых, в подавляющем большинстве открываемые месторождения оказываются сравнительно небольшими по размерам, и в перспективе, следовательно, они не смогут компенсировать уменьшение добычи на действующих наиболее эффективных месторождениях. Например, британские специалисты полагают, что в 1995–2010 гг. может начаться эксплуатация более ста новых месторождений. Но при этом речь идет преимущественно о мелких месторождениях-спутниках уже хорошо освоенных крупных объектов нефтедобычи.

Представление о добыче нефти в целом по бассейну Северного моря и по отдельным секторам (странам) дает таблица 11.

Данные таблицы 11 позволяют сделать три взаимосвязанных вывода. Во-первых, о том, что до середины 1980-х гг. в североморской добыче нефти первенствовала Великобритания. Однако затем добыча в британском секторе моря резко упала (что объясняется даже не столько истощением запасов, сколько серией аварий на нефтепромыслах), но в 1990-х гг. снова поднялась. Во-вторых, о том, что за последнее десятилетие, обогнав Великобританию, на первое место по размерам нефтедобычи вышла Норвегия. Это связано в первую очередь с опережающим ростом разведанных запасов нефти. В-третьих, о том, что остальные североморские страны имеют относительно небольшую нефтедобычу. Впрочем, и при этой добыче Дания, например, достигла полного самообеспечения нефтью и газовым конденсатом.

Таблица 11

ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНОГО МОРЯ, млн т

По размерам добычи природного газа также особо выделяются две страны – Великобритания и Норвегия, но первенство пока остается за первой из них. Добыча природного газа в Великобритании в 1990 г. достигла 45млрдм³, в 1995 г. – 72 млрд, а в 2005 г. – 88 млрд м³. Соответствующие показатели для Норвегии – 26 млрд м³, 28 млрд и 85 млрд м³. Быстрое наращивание добычи в 1990-е гг. объясняется открытием и освоением нескольких очень крупных газовых месторождений, в первую очередь в Норвегии. Добыча природного газа в секторах Дании, Нидерландов и тем более ФРГ относительно невелика.

Сравнивая Великобританию и Норвегию по размерам экспортных поставок нефти и природного газа, можно обнаружить как черты сходства, так и черты различия. Сходство относится прежде всего к нефти, поскольку обе страны выступают в роли крупных ее экспортеров. Еще в середине 1980-х гг. экспорт нефти из Великобритании достиг 80 млн т, что ставило эту страну на пятое место в мире, после СССР, Саудовской Аравии, Ирана и Ирака. Во второй половине 1980-х гг. британский экспорт уменьшился до 50 млн т, но к 2005 г. снова вырос до 75 млн т. Экспорт нефти из Норвегии в середине 1980-х гг. составлял 30–40 млн т, но затем – по мере освоения новых месторождений – стал быстро увеличиваться, поднявшись в 1990 г. до 80млнт, в 1995 г. – до 110 млн т и в 2005 г. – до 135 млн т. Ныне по этому показателю Норвегия занимает четвертое место в мире после Саудовской Аравии, России и Ирана (табл. 86 в книге I).

Что же касается природного газа, то Великобритания до недавнего времени его вообще не экспортировала, целиком используя этот вид топлива для внутреннего потребления. Только в 1998 г. был проложен международный газопровод под названием «Интерконнектор», который соединил газовую сеть Великобритании с газовыми системами континентальной Европы. Норвегия же, напротив, уже давно специализировалась на экспорте добываемого в Северном море природного газа в другие страны Европы, вывозя примерно 75 млрд м³ в год. Считают, что по экспорту не всего, а трубопроводного газа она вышла на третье место в мире после России и Канады.

Рис. 20. Нефтегазоносный бассейн Северного моря

С географической точки зрения особый интерес представляет знакомство с расположением нефтяных и газовых месторождений в акватории Северного моря, которое показано на рисунке 20. При его рассмотрении прежде всего бросается в глаза наличие в пределах акватории моря трех главных зон нефтегазонакопления и добычи – южной, центральной и северной.

Южную зону образуют чисто газовые месторождения британского и нидерландского секторов. Они начали эксплуатироваться первыми, еще в 1960-х гг. Тогда же были построены подводные газопроводы, связывающие эти месторождения с побережьем Англии и Нидерландов, благодаря которым североморский газ поступает в единые газораспределительные сети обеих стран, а теперь (благодаря «Интерконнектору») – ив другие страны Европы.

Центральная зона протягивается с северо-запада на юго-восток в центральной части моря: именно в этом направлении проходит система грабенов, с которыми генетически связаны залежи углеводородов, причем преобладают здесь нефтяные и газонефтяные месторождения. Крупнейшее из них – Экофиск с первоначальными запасами нефти около 400 млн т и газа около 300 млрд м³ (при глубине моря 70 м). Оно было открыто в 1969 г., а добыча началась здесь в 1971 г. Теперь на базе семи месторождений этого района работает комплекс, включающий в себя хранилища нефти и газа и другие сооружения. Отсюда же проложены главные подводные трубопроводы: нефтепровод Экофиск – Тиссайд (354 км), по которому нефть поступает в Великобританию, и двухниточный газопровод Экофиск – Эмден (442 км), позволяющий транспортировать в ФРГ более 20 млрд м³ газа в год. 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]13
  После Второй мировой войны в этой стране было 800 тыс. шахтеров, а ныне – 50 тыс.


[Закрыть] 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. – после освоения гигантского месторождения Слохтерен в провинции Гронинген. Со временем для транспортирования этого газа были построены газопроводы Слохтерен – Брюссель, Слохтерен – Гамбург и так называемый Трансъевропейский, проложенный через территории ФРГ, Швейцарии до района Милана в Северной Италии (длина его 810 км). Эта система газоснабжения продолжает работать и в наши дни, но возможности увеличения поставок голландского газа специалисты считают уже довольно ограниченными. В 2005 г. Нидерланды экспортировали 50 млрд м³ природного газа.

Рис. 22. Экспорт сжиженного природного газа из Северной Африки в Западную Европу (по Л. В. Деточенко)

Из стран, добывающих природный газ в акватории Северного моря, как уже было отмечено, главная роль принадлежит Норвегии. Она экспортирует около 70 млрд м³ газа в Германию, Великобританию, Бельгию, Австрию, Испанию, Чехию и ведет соответствующие переговоры с Данией, Швецией, Польшей, Словакией и Венгрией. Все время увеличивая свои экспортные поставки, Норвегия была и продолжает оставаться главным конкурентом российского «Газпрома» на газовом рынке зарубежной Европы. После сооружения газопровода «Интерконнектор» в континентальную Европу стал поступать и британский газ.

Среди стран Северной Африки специализацию на экспорте природного газа в зарубежную Европу имеют Алжир и Ливия, обладающие очень большими запасами этого вида топлива при довольно низком уровне собственного потребления. Однако доля Ливии в этом экспорте сравнительно невелика. Что же касается Алжира, то он экспортирует около 60 млрд м³ газа, причем в перспективе эти объемы вполне могут возрасти. Природный газ из Алжира экспортируется в Европу и в сжиженном виде, и по газопроводам.

Алжир еще в 1960-е гг. стал первой страной в мире, начавшей экспортировать сжиженный природный газ (СПГ), и в 70—80-х гг. XX в. здесь была создана соответствующая довольно мощная инфраструктура: были обустроены крупные газовые месторождения, построены заводы по сжижению газа, газоэкспортные терминалы. В середине 1990-х гг. СПГ из Алжира по долгосрочным контрактам и разовым сделкам получали Франция, Бельгия, Испания, Италия, Великобритания, Германия, где были оборудованы терминалы по приему СПГ (рис. 22). Позднее алжирский СПГ стал поступать и в Турцию. Кроме того, для транспортирования алжирского газа в Италию в 1982 г. был построен Транссредиземноморский газопровод длиной 2,5 тыс. км, на протяжении 600 км проходящий по морскому дну. В середине 1990-х гг., после сооружения новых ниток этого газопровода, его пропускная способность была значительно увеличена. Тогда же был введен в эксплуатацию еще один магистральный газопровод – «Магриб – Европа» длиной 1400 км. Он соединил газовые месторождения Алжира с Испанией (Кордова) через Гибралтарский пролив. Труба была проложена на глубине 400 м по дну этого пролива, откуда пришлось убрать остовы многочисленных судов, затонувших здесь во время Второй мировой войны. Встретившиеся на пути подводные впадины засыпали камнем, специально доставленным из Норвегии.

К сказанному можно добавить, что начинают возрастать поставки газа в Европу из Ливии, начались поставки из Египта. Из стран Тропической Африки в поставки СПГ включилась Нигерия. А на очереди еще страны Юго-Западной Азии, прежде всего Иран и Катар, которые уже начали транспортировать сжиженный газ в Европу и намечают увеличение его поставок.

Четвертым крупным поставщиком природного газа в зарубежную Европу была и остается Россия, значительно превосходящая по объему поставок и Норвегию, и Нидерланды, и Алжир. Уже в 2000 г. российские поставки, осуществляемые «Газпромом», достигли 130 млрд м³ (в том числе в Западную Европу – около 90 млрд и в Центрально-Восточную – более 40 млрд м³). Крупнейшими импортерами российского природного газа стали: Германия (40 млрд м³), Италия (17 млрд), Франция (11 млрд), Чехия (8 млрд), Польша, Венгрия и Словакия (по 7млрдм³). Кроме того, этот газ получают Финляндия, Австрия, Швейцария, Румыния, Болгария, Сербия, Хорватия, Словения, Босния и Герцеговина, Греция, Турция. В 2007 г. Россия обеспечивала уже 50 % всего газового импорта зарубежной Европы. Добавим, что российский газ получают также Украина (65–70 млрд м³) и Белоруссия (18–20 млрд м³). Для снабжения природным газом сначала Восточной, а затем и Западной Европы еще в советское время были сооружены крупнейшие магистральные газопроводы «Союз» и «Братство», западные отрезки которых проходят через территорию Украины. Один газопровод был проложен через Выборг в Финляндию (рис. 23).