Норвегия: энергетика в цифрах

169214.640xp

По данным доклада Управления энергетической информации США (EIA) Норвегия является крупнейшим в Европе производителем жидких углеводородов, третьим в мире экспортёром природного газа и важным поставщиком как жидких углеводородов, так и природного газа в другие европейские страны

Норвегия обладает самыми большими запасами сырой нефти и природного газа в Европе и поставляет большую часть жидких углеводородов и природного газа, потребляемых на материке. В 2013 году Норвегия была третьим в мире экспортёром природного газа после России и Катара.

В 2014 году прибыль от продажи жидких углеводородов и природного газа составила 45 % доходов от экспорта и более 20 % валового внутреннего продукта (ВВП) страны. Максимальная интенсивность добычи нефти и других жидких углеводородов была достигнута в 2001 году и составляла тогда 3,4 млн баррелей в день (б/д), затем снизилась до 1,8 млн б/д в 2013 году, после чего снова выросла до 1,9 млн б/д в 2014 году. Добыча природного газа, с другой стороны, росла почти каждый год с 1993 года за исключением небольшого спада в годовом исчислении в 2011 и 2013 годах. Добыча природного газа в 2014 году находилась примерно на уровне 2013 года.

Гидроэлектростанции являются основным источником электроэнергии в Норвегии и производят 96 % электроэнергии в совокупном чистом исчислении. В июне 2012 года чиновники из Норвегии, Германии и Великобритании подтвердили намерение соединить электрические сети своих стран для усиления североевропейской энергосети и повышения энергетической безопасности. Государственный оператор энергетической системы Норвегии Statnett будет работать с единой энергосистемой Великобритании National Grid в рамках прокладки кабеля между Норвегией и Великобританией, которая должна завершиться в 2021 году. Statnett также будет сотрудничать с Германией в рамках прокладки норвежско-германского кабеля, которая должна быть завершена в 2019 году.

Историческое соглашение между Норnorway_mapвегией и Россией, определившее морскую границу в Баренцевом море и Северном Ледовитом океане и разрешившее 40-летний территориальный спор между государствами, было полностью ратифицировано правительствами обеих стран в начале 2011 года и вступило в силу в июле того же года. В результате этого соглашения Норвегия получила около 34 тыс. квадратных миль континентального шельфа. Это соглашение обязывает страны совместно разрабатывать месторождения нефти и природного газа, расположенные на границе между ними.

 

Нефть и другие жидкие углеводороды

Норвегия является крупнейшим производителем и экспортёром нефти в Западной Европе.

Согласно изданию Oil & Gas Journal на 1 января 2015 года Норвегия обладает подтверждёнными запасами сырой нефти в размере 5,497 млрд баррелей, что является самыми большими запасами нефти в Западной Европе. Все нефтяные месторождения Норвегии находятся за пределами материка на норвежском континентальном шельфе, разделённом на три части: Северное море, Норвежское море и Баренцево море. Большую часть нефти Норвегия добывает в Северном море. Севернее, в Норвежском и Баренцевом морях, ведётся разведка новых месторождений и добыча небольших объёмов нефти и природного газа.

Устройство отрасли

За энергетические ресурсы Норвегии отвечает Министерство нефти и энергетики. Норвежский нефтяной директорат является советником при Министерстве нефти и энергетики, управляет разведкой и добычей на норвежском континентальном шельфе, а также собирает и анализирует различные данные. Государственная компания Petoro управляет коммерческой стороной финансовых интересов страны в нефтяных делах и сопутствующей деятельности. Petoro занимается выдачей лицензий на добычу для добывающих компаний.

Крупнейшей энергетической компанией, работающей в Норвегии, является Statoil ASA, которая контролирует 70 % добычи нефти и природного газа. Компания Statoil ASA была образована слиянием компаний Statoil и Norsk Hydro в октябре 2007 года. Правительство Норвегии является крупнейшим акционером Statoil и владеет 67 % этой международной энергетической компании4. Statoil является крупной международной компанией и, помимо Норвегии, работает более чем в 30 странах.

Некоторые международные нефтяные компании также имеют значительное присутствие в Норвегии. Субсидия правительства Норвегии на разведку нефтяных и газовых месторождений, введённая в 2005 году, позволяет компаниям вернуть до 78 % затрат на вышеуказанную разведку. Кроме того, были снижены налоги на нефтяную деятельность на суше и поставки сжиженного природного газа (СПГ) в другие страны, что позволило привлечь дополнительные средства из-за рубежа.

Разведка и добыча

В 2014 году объёмы добычи нефти и других жидких углеводородов в Норвегии составляли 1,9 млн баррелей день (б/д) (рис. 1), что на 3 % больше, чем в 2013 году. Добыча нефти в Норвегии постепенно снижалась с 2001 года по мере выработки месторождений, хотя в 2014 году добыча была на 3 % выше, чем в предыдущем. Норвежский нефтяной директорат ожидает продолжения постепенного снижения добычи нефти в течение нескольких следующих лет. Крупнейшими месторождениями нефти и газоконденсата в Норвегии в 2014 году были Troll (126 тыс. б/д), Ekofisk (117 тыс. б/д) и Snorre (97 тыс. б/д). Месторождения Troll и Ekofisk находятся в норвежской части Северного моря, где в настоящее время и добывается основная часть норвежской нефти. Месторождение Snorre расположено немного севернее, в южной части Норвежского моря.

Общий объём вложений в нефтегазовую отрасль снижается в ответ на снижение цен на нефть. Кроме того, средства перенаправляются на закрытие и вывоз оборудования с освоенных месторождений, а также на другие цели вместо разведки и разработки новых месторождений. Общие вложения в добычу нефти и газа и их перекачку по трубопроводам в 2014 году составили 214 млрд норвежских крон (33 млрд долларов США), что на 2 млрд крон больше, чем в 2013 году. Однако в долларовом выражении вложения в 2014 году сократились приблизительно на 6 % по сравнению с 2013 годом. На август 2015 года общий объём вложений с начала года по сравнению с 2014 годом в пересчёте на норвежские кроны сократился приблизительно на 10 %. Затраты на разведку и разработку месторождений в первой половине 2015 года оказались на 18 % меньше по сравнению с первой половиной 2014 года, в то время как затраты на закрытие и вывоз оборудования увеличились более чем на 70 %.

Северное море

Норвегия занимается добычей нефти в Северном море с 1971 года, и именно там до сих пор добывается основная часть норвежской нефти. Хотя большинство норвежских месторождений в Северном море является в значительной степени выработанными, в последние годы в Северном море было открыто несколько новых крупных месторождений. В июне 2012 года парламент Норвегии утвердил план совместной разработки и использования нефтегазового месторождения Edvard Grieg, принадлежащего компании Lundin, и месторождения Ivar Aasen (ранее известного как Draupne), принадлежащего компании Det Norske. Оценочные запасы Edvard Grieg составляют 186 млн баррелей в нефтяном эквиваленте. Ожидается, что это месторождение начнёт работу в четвёртом квартале 2015 года и максимальная добыча на нём составит до 90 тыс. б/д. Объём извлекаемых запасов нефти на расположенном поблизости месторождении Ivar Aasen оценивается в 188 млн баррелей. Добыча здесь будет привязана к добыче на Edvard Grieg и должна начаться в четвёртом квартале 2016 года.

В 2011 году было открыто самое большое на тот момент нефтяное месторождение Johan Sverdrup, запасы которого оцениваются в 1,8–2,9 млрд баррелей извлекаемой нефти. Это месторождение расположено в 96 милях к западу от Ставангера в Северном море. Изначально считалось, что Johan Sverdrup состоит из двух месторождений, находящихся на расстоянии четырёх миль друг от друга: Avaldnes, обнаруженного компанией Lundin в 2010 году, и Aldous, обнаруженного компанией Statoil в 2011 году. Однако дальнейшая разведка показала, что оба этих месторождения являются частями одного огромного месторождения, переименованного в Johan Sverdrup в 2012 году, когда между компаниями было подписано соглашение о сотрудничестве, согласно которому оператором месторождения была назначена компания Statoil. В числе других компаний, разрабатывающих это месторождение, также присутствуют компании Petoro, Det Norske и Maersk. Johan Sverdrup сейчас рассматривается в качестве нового перерабатывающего и перевалочного узла, добыча на котором должна начаться в конце 2019 года и достичь уровня 550–650 тыс. баррелей в день, что должно составить около 25 % предполагаемой добычи со всего норвежского континентального шельфа.

Баренцево море

Первым месторождением, разрабатываемым в Баренцевом море, должно стать месторождение Goliat. Обнаруженное в 2000 году, оно обладает доказанными запасами нефти в районе 174 млн баррелей. Компании Eni принадлежат 65 % месторождения, и она же является его оператором. Остальные 35 % принадлежат компании Statoil. Разработка месторождения ведётся при помощи цилиндрической плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки нефти. Эта установка была построена в Южной Корее, затем переправлена в Хаммерфест в Норвегии и в мае 2015 года отбуксирована к месту работы на месторождение Goliat у берегов Норвегии. Добыча на Goliat должна начаться до окончания 2015 года. Производительность месторождения должна составить 93 тыс. баррелей нефти в день ко второму году добычи и затем начнёт быстро снижаться. Оценочные запасы природного газа на Goliat составляют 282 млрд кубических футов. Добываемый природный газ будет закачиваться обратно в месторождение для улучшения извлечения нефти.

petroleum_production_consumption

Ещё одним недавним открытием, совершённым Норвегией в Баренцевом море, стало месторождение Johan Castberg. Месторождение Johan Castberg включает три месторождения, открытые соответственно в 2011, 2012 и 2014 годах. Его запасы оцениваются приблизительно в 500 млн баррелей нефти. Оператором данного месторождения является компания Statoil, которая должна была составить план его разработки в 2015 году. Однако в основном из-за большой удалённости месторождения от материка его разработка будет сравнительно дорогой. В марте 2015 года Statoil объявила об отсрочке принятия решения о концепции разработки до второй половины 2016 года и переносе решения относительно капиталовложений на 2017 год.

Поставки нефти за рубеж

Согласно данным Статистического управления Норвегии в 2014 году поставки сырой нефти и конденсата на внешний рынок составляли 1,28 млн б/д, 98 % которых предназначались для европейских стран (рис. 2). В первую пятёрку основных потребителей норвежкой сырой нефти и конденсата в 2014 году вошли Великобритания (41 %), Нидерланды (27 %), Германия (12 %), Швеция (5 %) и Дания (3 %).

crude_oil_exports

Трубопроводы

Норвегия обладает большой сетью подводных нефтепроводов, в том числе восемью крупными внутренними нефтепроводами пропускной способностью 170 тыс. баррелей нефти и конденсата в день, поставляемых в перерабатывающие терминалы, расположенные на побережье страны. Также на территории Норвегии расположено несколько более мелких трубопроводов, соединяющих месторождения в Северном море с более крупными трубопроводами. Остальная часть нефти, добываемая на морских месторождениях, доставляется на берег при помощи танкеров-челноков.

Международный нефтепровод

Компании ConocoPhillips принадлежит подводный трубопровод Norpipe пропускной способностью 830 тыс. б/д, соединяющий норвежское месторождение Ekofisk (а также связанные с ним месторождения в прибрежных водах Норвегии и Великобритании) с нефтяным терминалом и нефтеперерабатывающим комплексом в Тисайде в Англии.

Эталонная марка нефти Brent

Эталонной маркой называется особый сорт сырой нефти, широко покупающийся и продающийся на рынке, с которым сравниваются другие сорта сырой нефти для определения их стоимости на основании согласованной разницы. Brent является наиболее широко используемой эталонной маркой сырой нефти и состоит из смеси четырёх сортов: Brent, Forties, Ekofisk и Oseberg (BFOE). Нефтяные смеси Brent и Forties добываются на морских месторождениях Великобритании, а Ekofisk и Oseberg в основном добываются на морских месторождениях Норвегии.

Объём отгрузок североморской нефти марки Brent составляет немногим менее 1 млн б/д, при этом около 40 % этого объёма обеспечиваются двумя норвежскими трубопроводами сырой нефти.

Сорт Brent изначально основывался на нефти, добываемой на единственном месторождении Brent, расположенном в британской части Северного моря. Однако по мере снижения объёмов добычи на этом месторождении в эту смесь была добавлена нефть с других месторождений. В настоящее время Brent включает нефтяные смеси со всех четырёх месторождений BFOE, большинство из которых уже являются выработанными. Добыча и отгрузка на месторождениях Ekofisk и Oseberg в последние годы снижается, хотя в 2014 году добыча на Ekofisk всё же показала некоторый рост. Хотя нефть этого эталонного сорта составляет лишь малую долю общемировой добычи, она остаётся ключевым показателем для формирования цены на нефть.

Переработка

На конец 2014 года нефтеперерабатывающие мощности Норвегии составляли 346 тыс. б/д. В стране имеются два основных нефтеперерабатывающих предприятия: НПЗ в Шлагентангене производительностью 120 тыс. б/д, принадлежащий компании ExxonMobil, и завод в Монгстаде производительностью 226 тыс. б/д, принадлежащий компании Statoil. Большая часть продукции обоих НПЗ идёт на экспорт, а Норвегия, таким образом, является важным поставщиком бензина и дизельного топлива для Европейского союза (ЕС). Statoil является основным игроком на розничном рынке Норвегии, кроме того, эта компания уже вышла и на другие рынки Европы. Порт Монгстад является крупнейшим портом Норвегии по тоннажу заходящих судов.

Природный газ

По состоянию на 2013 год Норвегия была третьим в мире экспортёром природного газа после России и Катара и седьмым в мире производителем сухого природного газа.

Согласно изданию Oil & Gas Journal подтверждённые запасы природного газа в Норвегии на 1 января 2015 года составили 72 трлн кубических футов. Несмотря на выработанность крупных газовых месторождений в Северном море, Норвегия смогла продолжить увеличение общей добычи природного газа с 1993 года за счёт постоянного освоения новых месторождений.

Устройство отрасли

Как и в случае с нефтяной отраслью, главной компанией, добывающей природный газ в Норвегии, является Statoil. Несколько международных нефтяных и газовых компаний, в число которых входят ExxonMobil, ConocoPhillips, Total, Shell и Eni, имеют значительное присутствие в нефтяном и газовом секторах Норвегии в партнёрстве со Statoil.

Государственная компания Gassco является оператором трубопроводной сети природного газа Норвегии, включающей сеть международных трубопроводов и приёмных терминалов, по которой добываемый в Норвегии природный газ поставляется в Великобританию и континентальную Европу. Эти трубопроводы находятся в собственности Gassled, совместного предприятия, 46 % которого принадлежат государству, а 5 % — компании Statoil. Оставшиеся 49 % принадлежат двум канадским пенсионным фондам, другим инвестиционным организациям и частным компаниям.

Канадские пенсионные фонды вложились в Gassled в 2011 году, ожидая умеренного дохода, что обычно для зарекомендовавших себя трубопроводных компаний. Однако в 2013 году правительство Норвегии объявило о снижении тарифной ставки для трубопроводов природного газа на 90 % с 1 января 2016 года. В ответ на это канадские пенсионные фонды и некоторые другие инвесторы обратились в суд с заявлением, что снижение тарифов незаконно и вредно с финансовой точки зрения. В сентябре 2015 года суд вынес решение в пользу правительства Норвегии и подтвердил законность изменения тарифа. В целом же Норвегия представляет малый риск для инвесторов, и такие споры являются для неё редкостью.

Добыча и разработка

В 2014 году в Норвегии было добыто немногим более 3,8 трлн кубических футов сухого природного газа, что приблизительно соответствует уровню добычи 2013 года (рис. 3). Крупнейшим действующим месторождением природного газа в Норвегии является Troll, на котором в 2014 году был добыт 1 трлн кубических футов газа, что составило 27 % всего добытого в Норвегии природного газа в этом году. Другими крупнейшими действующими месторождениями в 2014 году стали Ormen Lange (0,7 трлн кубических футов), Åsgard (0,3 трлн кубических метров) и Kvitebjørn (0,2 трлн кубических футов). Вместе на эти четыре месторождения пришлось немногим более 60 % всего сухого природного газа, добытого в Норвегии в 2014 году.

Добыча на двух новых месторождениях природного газа и жидких углеводородов должна начаться до конца 2016 и 2017 годов соответственно. Первым из них станет месторождение Martin Linge, расположенное в Северном море и имеющее запас, равный 0,7 трлн кубических футов извлекаемого природного газа и около 66 млн баррелей жидких углеводородов. Месторождение Aasta Hansteen находится в Норвежском море к северу от Северного полярного круга более чем в 180 милях от берега. План разработки данного месторождения подразумевает строительство подводного трубопровода длиной почти 300 миль, по которому природный газ будет перекачиваться от места добычи до газоперерабатывающего завода на острове Нюхамна. Оценочный объём извлекаемых запасов месторождения Aasta Hansteen составляет 1,6 трлн кубических футов природного газа, а также небольшое количество жидких углеводородов. Компания Statoil, главный акционер и оператор месторождения Aasta Hansteen, также открыла несколько более мелких месторождений поблизости, которые можно будет разрабатывать в будущем.

natural_gas_production_consumption

Поставки за рубеж

Норвегия поставила за рубеж около 95 % природного газа, добытого в стране в 2014 году. Большая часть поставленного Норвегией за рубеж природного газа была направлена в страны Европейского союза (ЕС) посредством экспортной трубопроводной сети Норвегии, 0,1 трлн кубических футов было поставлено в страны ЕС, и столько же было поставлено в другие страны мира в качестве СПГ.

Международные газопроводы

Норвегия использует несколько основных трубопроводов природного газа (Таблица 1), соединяющих её напрямую с другими европейскими странами, такими как Франция, Великобритания, Бельгия и Германия. Оператором этих трубопроводов является компания Gassco. Одни трубопроводы проложены напрямую от крупных норвежских месторождений в Северном море до перерабатывающих сооружений в принимающей стране. Другие соединяют норвежские береговые перерабатывающие сооружения с европейскими рынками (рис. 4).

Рисунок 4. Внутренние и внешние трубопроводы Норвегии

 

pipelines_map

Источник: Норвежский нефтяной директорат, «Факты 2013»

Трубопровод Состояние Пропускная способность в трлн кубических футов в год Общая протяжённость в милях Начальная точка Конечная точка Подробности
Norpipe действует 0,6 280 Месторождение Ekofisk Эмден, Германия используется с 1977 г.
Zeepipe I действует 0,5 500 Платформа Sleipner Зебрюгге, Бельгия используется с 1993 г.
Europipe I действует 0,6 390 Платформа Draupner Дорнум, Германия используется с 1995 г.
Zeepipe IIA и IIB действует 1,8 190 ГПЗ Kollsnes Платформы Sleipner (IIA) и Draupner (IIB) используются с 1996 г. (IIA) и 1997 г. (IIB)
Franpipe действует 0,7 520 Платформа Draupner Дюнкерк, Франция используется с 1998 г.
Europipe II действует 0,8 410 ГПЗ Kårstø Дорнум, Германия используется с 1999 г.
Vesterled действует 0,5 220 Месторождение Heimdal Сент-Фергюс, Шотландия используется с 2001 г.
Langeled действует 0,9 720 ГПЗ Nyhamna Изингтон, Англия используется с 2007 г. Подключён к платформе Sleipner.
Tampen и Gjøa действует 0,6 14 Tampen и 80 Gjøa Месторождения Statfjord и Gjøa подключён к трубопроводу FLAGS, ведущему в Сент-Фергюс в Шотландии используются с 2007 г. (Tampen) и 2010 г. (Gjøa)
Источник: Управление по энергетической информации США на основании данных компаний Statoil и Gassco.

Сжиженный природный газ (СПГ)

Общий объём поставок сжиженного природного газа (СПГ) из Норвегии в 2014 году вырос приблизительно до 184 млрд кубических футов по сравнению с 122 млрд кубических футов в 2013 году и 166 млрд кубических футов в 2012 году. В 2014 году доля экспорта норвежского СПГ в европейские страны составила 60 %, большая часть которых пришлась на Испанию (рис. 5).

Первый крупномасштабный завод по сжижению природного газа в Норвегии открылся в 2007 году. Оператором экспортного терминала и завода для сжижения природного газа, расположенных на норвежском острове Мелькёйя недалеко от Хаммерфеста, является компания Statoil. Поступающий сюда газ добывается на месторождении Snøhvit, первом газовом месторождении Норвегии в Баренцевом море. Терминал на острове Мелькёйя, ставший первым крупномасштабным экспортным терминалом СПГ в Европе, обладает проектной производительностью 4,2 млн метрических тонн СПГ в год (мт/г).

В Норвегии также есть несколько маломасштабных терминалов СПГ, в том числе три маломасштабных завода по сжижению природного газа общей производительностью 0,44 мт/г. Норвегия находится в авангарде среди стран Северной Европы в развивающейся отрасли мелкомасштабных поставок СПГ. Сжиженный природный газ доставляется небольшими танкерами и автоцистернами в порты и на расположенные на удалении от границ терминалы Норвегии, Швеции и Дании. Первый в Финляндии маломасштабный терминал по приёмке СПГ находится на этапе строительства и должен начать работу в 2016 году. СПГ в основном применяется в промышленности, однако в настоящее время растут объёмы его использования в качестве судового топлива.

by_destination

Жидкие углеводороды из природного газа

Под жидкими углеводородами из природного газа понимаются как газоконденсатные жидкости (такие как этан, пропан и бутан), так и олефины, производимые на газоперерабатывающих заводах, во фракционирующих установках, на заводах по переработке сырой нефти и в разделителях конденсата. Увеличение добычи природного газа в Норвегии привело к увеличению получаемых объёмов широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), что делает Норвегию главным производителем этого продукта в Европе. С ростом производства природного газа в Норвегии производство извлекаемой ШФЛУ также значительно увеличилось: с 124 тыс. б/д в нефтяном эквиваленте в 2000 году до 327 тыс. б/д в нефтяном эквиваленте в 2014 году. Большая часть ШФЛУ производится на газоперерабатывающем заводе Kårstø, расположенном к северу от норвежского города Ставангера и обладающим производительностью около 3,1 млрд кубических футов влажного природного газа и непереработанного конденсата в день, которые он получает из нескольких месторождений на норвежском континентальном шельфе, в число которых входят Åsgard, Sleipner и Mikkel.

Значительные объёмы производства ШФЛУ на ГПЗ и крупных фракционирующих мощностях Норвегии, в особенности Kårstø, обусловили то, что порт Kårstø стал третьим терминалом отгрузки СУГ в мире по величине. Пропан и бутан отправляются из порта танкерами в места назначения по всему миру. При этом, несмотря на увеличение объёмов поставок сжиженного углеводородного газа (СУГ, смесь пропана и бутана), производство этана постепенно сокращается.

Раньше этан, производившийся в Kårstø, доставлялся баржами на перерабатывающие заводы нефтехимического профиля в норвежском Рафнесе и шведском Стенунгсунде. Однако теперь поставляемых объёмов этана больше не достаточно для полной загрузки заводов компаний Ineos в Рафнесе и Borealis в Стенунгсунде. В поисках новых поставщиков этана в 2012 году компания Ineos заключила долгосрочное соглашение с компанией Range Resources, осуществляющей поставку этого газа с северо-восточного побережья США. Этан, получаемый при добыче природного газа в западной Пенсильвании, будет поставляться по трубопроводу в терминал в Маркус-Хуке, пригороде Филадельфии, штат Пенсильвания. Оттуда этан отдельными газовозами будет перевозиться на крекинговый завод в Рафнесе. После окончательного вступления в силу в четвёртом квартале 2015 года это соглашение положит начало первым крупномасштабным межконтинентальным поставкам этана в истории. Ещё одним следствием этого соглашения станет то, что Норвегия, традиционный поставщик энергоресурсов и исторически важный источник СУГ для США, станет нетто-импортёром этана из США.

Электричество

96 % электроэнергии, производимой в Норвегии, приходится на гидроэлектростанции.

В 2013 году Норвегия произвела 134 млрд киловатт-часов (ТВт·ч), из которых 129 ТВт·ч пришлось на гидроэлектростанции. Согласно данным Статистического управления Норвегии суммарное потребление электроэнергии в 2013 году составило 120 ТВт·ч, что менее чем на 1 % больше, чем в 2012 году.

Около 96 % всей электроэнергии, производимой в Норвегии, приходится на гидроэлектростанции. Оставшаяся часть вырабатывается за счёт сжигания ископаемого топлива, а также возобновляемых источников, таких как энергия ветра и биомасса. Крупнейшим в Европе производителем возобновляемой электроэнергии является норвежская компания Statkraft, принадлежащая государству и являющаяся крупным поставщиком гидроэнергии. Энергосеть Норвегии принадлежит компании Statnett и находится в её управлении. Statnett отвечает из надёжность и эффективность энергосети страны, а также за баланс между предложением и спросом на электроэнергию. Эта компания является государственной, а её доходами от использования сети управляет Норвежское управление водных ресурсов и энергетики при Министерстве нефти и энергетики страны.

В конце 1990-х годов Норвегия, Швеция, Финляндия и Дания объединили свои рынки электроэнергии в единый рынок стран Северной Европы. В 2008 году стала возможна торговля электроэнергией между Норвегией и Нидерландами благодаря проложенному между этими странами подводному силовому кабелю. Кроме того, в настоящее время ведётся прокладка подводных силовых кабелей, которые соединят Норвегию с Великобританией и Германией. Работы должны быть завершены к 2019 и 2021 году соответственно. Оба кабеля будут иметь пропускную способность 1,4 ГВт. Также на крайнем севере существует небольшая линия электропередачи, связывающая Норвегию с Россией. В 2013 году Норвегия импортировала 10 ТВт·ч и экспортировала 15 ТВт·ч электроэнергии. Более половины импорта и экспорта пришлось на Швецию. Почти вся оставшаяся доля импортируемой и экспортируемой электроэнергии пришлась на торговлю с Нидерландами и Данией, и лишь небольшая её часть — на торговлю с Финляндией и Россией.

 /eia.gov/

 



Print This Post Print This Post
©2019 Pro-arctic.ru