МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ

(Государственный Университет). __________________________________________________
Грязнов А.А.
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии.
Специализация: «Развитие энергетики и охрана окружающей среды».
Заведующий специализацией,

член-корреспондент РАН                                                      А.А. Макаров
Научный руководитель, к.т.н.                                               В.Л. Лихачёв
Рецензент.
Москва 2000 г.


План.

1.      Введение.

1.1.   Анализ изменения структуры мирового рынка углеводородов (нефти и газа), и место Центрально-Южноазиатского (ЦЮАз) региона на этом рынке.

1.2.   Анализ существующих прогнозов развития рынка.

1.2.1.      Собственное производство.

1.2.2.      Потребление.

1.2.3.      Внешние поставки.

2.      Разработка модели.

2.1.   Анализ возможных подходов к выбору метода решения задачи.

2.2.   Построение модели.

2.3.   Результаты и их анализ.

3.      Литература.
 

1.1. Анализ изменения структуры мирового рынка углеводоро­дов, и место Центрально-Южноазиатского (ЦЮАз) региона на этом рынке.

Мировой спрос на первичные энергоно­сители увеличился с 1993 г. к 2000 г. на 17 % (с 11470 до 13400 млн. тут). По прогнозам аналитиков эта тенденция сохра­нится и в дальнейшем – с 1993 г. к 2050 г. потребление углеводородов возрастёт более чем в 2 раза.

На долю углеводородов приходится свыше 62 % добываемых первичных энергоносителей – рассмотрим значение нефти и газа для мировой энергетики более подробно.

Важную роль в мировом топливно-энергетическом балансе играет природный газ. Занимая всего 5 % в извлекаемых прогнозных ресурсах ор­ганического топлива планеты, он благодаря своим высоким качественным характеристикам уже даёт 21 % производимых в мире первичных энергети­ческих ресурсов и согласно различным прогнозам его доля возрастёт в ближайшее де­сятилетие до 24-26 %.

Наряду с природным газом ожидается рост потребности в нефти. Со­гласно прогнозам IEA возможно увеличение мирового потребления нефти с 4645 млн. тут в 1993 г. на 43 % (до 6650 млн. тут) к 2010 г, при этом доля нефти на мировом рынке первичных энергетиче­ских ресурсов снизится с 40,5 % до 39,7 %.

Таблица 1.1.1. Мировое производство первичных энергетических                                ресурсов, млн. тут. / %.

Энергоносители.	1993г.	2000г.	2010г.	2050г.
Производство-всего	11470/100	13400/100	16745/100	25900/100
В том числе:
Нефть	4645/40,5	5370/40,4	6650/39,7	7720/30
Газ	2431/21,2	2910/21,9	3970/23,7	7150/28
Твёрдые топлива	3253/28,4	3645/27,5	4580/27,5	5720/22
Гидроэнергия	291/2,5	345/2,6	440/2,6	5290/20
Атомная энергия	810/7,1	920/6,9	965/5,8

Особое место на мировом рынке первичных энергоносителей занимают страны ЦЮАз региона – Азербайджан, Казахстан, Туркменистан, Узбекистан, Грузия, Иран, Ирак, Турция и Пакистан. Хотя в 1998 г. их доля в мировом потреблении первичных энергетических ресурсов составила всего 3,7 %, трудно переоценить влияние политики, проводимой этими странами, на формирование энергетического рынка не только региона, но и всего континента в перспективе. Большое влияние исследуемого региона на процесс развития мировой энергетики можно объяснить, приняв во внимание следующие аспекты:

ü  Запасы углеводородов Центральной и Южной Азии превышают 30 % мировых.

ü  В силу своего географического положения страны региона выгодно расположены между крупнейшими потребителями углеводородного сырья – Европой и Азией (Китаем, Индией).

ü  США объявило регион «зоной своих жизненных интересов». Многие американские энергетические компании не только изъявили желание присутствовать на рынке Каспия, но и уже сегодня занимаются разработкой его нефтегазовых месторождений.

Таблица 1.1.2.  Доказанные запасы углеводородов и их кратность стран                   Центральной и Южной Азии на конец 1998 г.

	Нефть			Природный газ
	Тысяч	Доля мировых	Кратность	Млрд. м3	Доля мировых	Кратность
	Млн.тонн	Запасов			запасов
Азербайджан	1,0	0,7%	84,1	0,85	0,6%	>100
Казахстан	1,1	0,8%	42,3	1,84	1,3%	>100
Туркменистан	0,1	0,0%	13,6	2,86	1,9%	>100
Узбекистан	0,1	0,1%	10,0	1,87	1,3%	34,7
Иран	12,3	8,5%	65,3	23,00	15,7%	>100
Ирак	15,1	10,7%	>100	3,11	2,1%	>100
Пакистан	n/a	n/a	n/a	0,61	0,4%	38,8

1.2. Анализ существующих прогнозов развития рынка.

1.2.1. Собственное производство.

Турция.

Среди стран ЦЮАз региона Турция наиболее бедна по запасам полезных ископаемых. Самым распространённым энергетическим ресурсом является уголь, доказанные запасы которого на конец 1998 г. составили 1075 Мт, или 0,1 % мировых запасов.

Из-за сложных геологических условий и плохого качества производство нефти сокращается, начиная с 1990 г., и в 1995 г. снизилось до 3,6 Мт. В связи с истощением освоенных месторождений эта тенденция сохранится и в перспективе. Так ожидается, что в 2000 г. объём добычи нефти составит всего 1 млн.т.

Аналогичная ситуация сложилась и с запасами природного газа. Хотя газодобывающая промышленность и развивается с 1976 г., сейчас она не играет существенной роли в ТЭКе страны.

Грузия.

Запасы таких полезных ископаемых, как природный газ, нефть и уголь в Грузии крайне незначительны, что и обуславливает объёмы их добычи. Так добыча нефти в 1998 г. составила всего 0,1 млн.т, а угля и природного газа – и того меньше (в нефтяном эквиваленте).

Электроэнергетика страны слаба и неразвита. Так в целом гидроэнергия составляет более, чем 80 % от общего производства электроэнергии в последние годы, и её доля постоянно растёт из-за нарушений топливоснабжения тепловых электростанций.

Несмотря на ограниченные нефтяные ресурсы, Грузия принимает меры, направленные на увеличение внутреннего производства этого вида топлива. С этой целью Грузия заключила ряд соглашений на основе раздела продукции и организовала ряд совместных предприятий с западными компаниями по разработке месторождения на реке Кура (восток Грузии) и на шельфе Черного моря.

Возможно увеличение объёмов добычи нефти и газоконденсата до 0,3 млн. т в 2000 г. и до 0,5 млн. т в 2010 г.

Армения.

Армения не имеет собственных ресурсов топлива, хотя располагает  гидроэлектрическими и ядерными электрическими  генерирующими мощностями.

Для обеспечения своей энергетической безопасности Армения начала программу поисково-разведочных работ по нефти и газу (15 миллионов долларов), заключив контракт греческой компанией DEP-EKY. В программе намерены принять участие и российские компании.

Столкнувшись с острым энергетическим кризисом, Армения приняла решение об открытии законсервированной с 1989 года в связи с сейсмической опасностью Ереванской АЭС. Этот вынужденный шаг позволил увеличить выработку электроэнергии в стране на 40 % и обеспечить круглосуточное энергоснабжение потребителей.

Гидроэнергетика - по существу единственный природный источник энергии для Армении. В настоящее время ГЭС обеспечивают приблизительно 60-70 % выработки электроэнергии страны. В дополнение к гидро- и ядерной  энергии, Армения имеет 3 действующих тепловых электростанции (Ереванскую ТЭС, мощностью 550 мегаватт; Разданскую ТЭС на мазуте и газе - 1110 мегаватт; Ванадзорскую ТЭС: 96 мегаватт). Все три стации превысили  запроектированные сроки эксплуатации, неэффективны, требуют реконструкции и испытывают сложности с топливоснабжением.

Узбекистан.

Узбекистан - единственная бывшая советская республика, которая сумела наращивать добычу нефти с момента провозглашения независимости с 2,8 млн.т в 1991 г. до 7,9 млн.т в 1997 г. В результате в 1995 г. Узбекистан перестал быть чистыми импортером нефти. Тем не менее, не располагая крупными запасами нефти в крупных месторождениях (81 млн.т доказанных запасов нефти на 1.01.98), Узбекистан может рассматривать развитие своей нефтяной промышленности в основном для внутреннего рынка. Его участие в крупных экспортных проектах возможно только в кооперации с другими странами региона.

Весьма вероятно увеличение объёмов добычи нефти и газоконденсата до 9 млн. т к 2000 г. и до 11 млн. т к 2010 г.

Узбекистан располагает двумя крупными нефтеперерабатывающими заводами в Фергане и Алты-Арике, а также новым НПЗ в Бухаре, построенным уже в составе СНГ. Эти мощности позволяют Узбекистану обеспечить собственные потребности в нефтепродуктах и небольшой экспорт.

Начиная с 1991 г. Узбекистан увеличил производство природного газа с 41,9 млрд. м³ до 50,4 млрд. м³ в 1997 г., что вывело страну на восьмое место в мире по объемам добычи. Узбекистан располагает 1875 млрд. м³ доказанных запасов природного газа (на 1.01.98). Самый богатый газовый район - Устьурт, 60 % которого находится на территории Узбекистана. Основная добыча газа базируется на 12 месторождениях, расположенных главным образом на юго-востоке страны.

При проведении Правительством Узбекистана политики, способствующей притоку инвестиций в ресурсодобывающий сектор экономики, возможен рост объёмов добычи природного газа до 51,3 млрд.м³ в 2000 г. и до 55 млрд.м³ в 2010 г.

Узбекистан в 1997 г. добыл порядка 3 млн.т каменного угля, что обеспечивает ему 40-е место по уровню добычи угля в мире. Однако производство  не в состоянии удовлетворить внутреннее потребление в объеме 5 млн.т, поэтому недостающий уголь приходится импортировать.

Аналитики прогнозируют спад добычи угля до 2,5 млн. т в 2000 г. и до 2,3 млн. т в 2010 г.

Электроэнергетика Узбекистана в основном базируется на природном газе - за исключением небольших ТЭС на угле. Суммарные мощности электростанций  Узбекистана составляют 11,7 ГВт электрической установленной мощности генератора. Планируется в ближайшие годы дополнительно ввести в эксплуатацию 4 ГВт электрических мощностей. Крупнейшие газовые ТЭС - Сырдарьинская и Навоийскская, вместе составляющие примерно треть всей установленной мощности в стране.

Казахстан.

В 1997 г. Казахстан добыл 25,8 млн.т нефти, что является вторым результатом по добыче нефти среди стран СНГ после России. Kazakhoil, государственная нефтяная и газовая компания, обеспечивает более 75 % от общих объемов добычи. Казахстан предпринял ряд преобразований в нефтяной и газовой промышленности для развития своего потенциала.

Почти половина добычи нефти в Казахстане сосредоточено в трех крупных месторождениях - Тенгиз, Узень и Карачаганак. Наиболее крупное из них - месторождение Тенгиз, запасы которого оцениваются западными экспертами в 0,85 - 1,2 млрд.т нефти.

Руководство Казахстана объявило об обнаружении крупных запасов нефти на месторождении Восточный Кашаган в казахском секторе Каспия. По сведениям компании OKIOC (международный консорциум, занимающийся разведкой нефтяных месторождений в Казахстане), запасы нефти в открытом месторождении предварительно оцениваются в 1-6,8 млрд. т[2]. 

Возможно, Казахстан нарастит объёмы добычи нефти и газоконденсата до 40 млн. т в 2000 г. и до 75 млн. т в 2010 г.

Казахстан располагает доказанными запасами примерно в 1840 млрд. м³ природного газа (1.01.98). Более 40 % запасов сосредоточено в гигантском газовом месторождении Карачаганак (северо-западный Казахстан).

По прогнозам аналитиков объёмы добычи природного газа составят 9 млрд.м³ в 2000 г. и 22 млрд.м³ в 2010 г. против 8,1 млрд.м³ в 1997 г.

Казахстан - крупный производитель, потребитель и экспортер угля.  Добыча этого вида топлива сосредоточена в Карагандинском и Экибастузском бассейнах. Карагандинский бассейн (центральный Казахстан), имеет 13 шахт, в которых добывается высокого качества каменный уголь для коксования. Экибастузский бассейн (северный Казахстан), - третий по размеру угольный бассейн на территории бывшего Советского Союза, включает три шахты, в которых добывается в основном  уголь для использования на электростанциях.

Производство угля в Казахстане упало с 130 млн.т в 1991 г. до 73 млн.т в 1997 г. из-за падения спроса на этот вид топлива у традиционных потребителей в государствах СНГ. В 1996 г. были прекращены поставки коксующегося угля для украинской черной металлургии. Это привело к закрытию шахт и падению добычи угля более чем в 2 раза в Карагандинском угольном бассейне. Одновременно с этим существенно снизили объемы закупок продукции Экибастузского бассейна российские электростанции.

Вероятно, объёмы добычи угля в 2000 г. останутся на уровне 1997 г. (72,6 млн. т) и снизятся до 59,1 млн. т к 2010 г.

            Туркменистан.

            Туркменистан располагает относительно небольшими доказанными запасами нефти (порядка 75 млн. т). После существенного падения добычи нефти в начале 90-ых годов, с 1995 г. в Туркменистане наметился перелом. К 1998 г. объемы добычи нефти достигли 5,5 млн.т против 4,1 млн.т в 1995 г.

            Возможно, Туркменистан разработает 6 млн. т нефти и газоконденсата в 2000 г. и 10 млн. т в 2010 г.

Туркменистан располагает большими запасами природного газа в объеме 2860 млрд. м³. Наиболее крупные месторождения природного газа страны сосредоточены в Амударьинской газовой провинции, где находится гигантское газовое месторождение Давлетабад-Донмез (половина всех запасов). Крупные запасы газа находятся в Мургабе (гигантское месторождение Яшрал).


Производство природного газа резко снизилось в последние годы из-за неплатежей за поставки газа иностранными и внутренними потребителями, а также спорами с Россией о величине тарифов за транзит. Как следствие, в 1997 г. Туркменистаном добыто всего 17,3 млрд. м³ газа.

Тем не менее, аналитики прогнозируют рост объёмов добычи природного газа до 36,7 млрд. м³ в 2000 г. и до 75,9 млрд. м³ в 2010 г.

            Азербайджан.

            В настоящее время нефтяная промышленность Азербайджана находится на пороге нового этапа развития. Имеются реальные возможности значительного роста объемов добычи нефти за счет освоения морских месторождений. Так в 1997 г. было добыто 9,1 млн.т нефти.

            Возможен рост объёмов добычи нефти и газоконденсата до 14,3 млн. т в 2000 г. и до 45 млн. т в 2010 г.

Еще в конце прошлого века в Азербайджане наряду с нефтью добывался и газ. Уже в 1950 – 60 г.г. добыча газа в республике достигала 6 млрд. м³ в год, а в 1975 г. составила 10 млрд. м³. Это позволяло промышленным и коммунально – бытовым объектам, а также электростанциям использовать газ в качестве основного топлива. Пик добычи газа в Азербайджане приходится на 1982 год, когда объемы добычи составили 15 млрд. м³.

Весьма вероятно, объёмы добычи природного газа составят 7,4 млрд. м³ в 2000 г. и 14,8 млрд. м³ в 2010 г.
1.2.2. Потребление.

Турция.

По прогнозу экспертов «Энергетического центра черноморского региона» спрос на энергоресурсы возрастёт с 69,6 Мтут в 1995 г. до 130 Мтут к 2000 г. и до 220 Мтут к 2020 г.

Уголь занимает 32 % внутреннего энергетического рынка, где его доля в рассматриваемой перспективе существенно не изменится. Прогнозируемые объёмы потребления угля составят 38,3 Мтут в 2000 г. и 87,8 Мтут в 2010 г.

Доля же нефти снизится с 52 % в 1995 г. до 36 % к 2020 г. Тем не менее, нефть останется основным энергоносителем. Спрос на жидкое топливо достигнет 45 Мтут в 2000 г. и 60 Мтут к 2010 г.

Аналитики прогнозируют увеличение доли природного газа на внутреннем энергетическом рынке с 11,3 % в 1995 г. до 37 % в 2010 г. Потребление газа достигнет 26 Мтут в 2000 г. и 40 Мтут в 2010 г.

Грузия.

ТЭК Грузии крайне неразвит. Длительное падение напряжения и прерывание электроснабжения – обычная ситуация в стране. Часть регионов Грузии не получают энергии вообще. Положение ухудшилось в 1997 г., когда из-за маловодного периода снизилась выработка на ГЭС.

            По прогнозам аналитиков спрос на природный газ поднимется до 2 млрд. м³ к 2000 г. и до 2,5 млрд. м³ к 2010 г. с 0,8 млрд. м³  в 1998 г.

            Потребление нефти достигло 0,3 млн. т в 1998 г. и, вероятно, составит 0,5 млн. т в 2000 г. и 2 млн. т в 2010 г.

            Армения.

            Возможен рост потребности в первичных энергоресурсах с 2 млн. тут в 1997 г. до 4 млн. тут в 2000 г. и до 7 млн. тут в 2010 г. Спрос на природный газ в 1997 г. составил 1,3 млрд. м³ и, вероятно, достигнет 1,5 млрд. м³ к 2000 г. и 5 млрд. м³ к 2010 г.

            Узбекистан.

            Спрос на первичные энергоносители в Узбекистане уверенно растёт. Так с 1997 г. к 1998 г. он поднялся на 3,4 % с 50,0 млн.т до 51,7 млн. т. Стоит отметить, что в 1998 г. потребность в энергии на 82 % удовлетворялась за счёт природного газа и лишь на 3,5 % за счёт угля.

            Спрос на природный газ и нефть в 1998 г. составил 47,0 млрд. м³ и 7,0 млн. т соответственно. Потребление угля достигло 2,6 млн.т.

Вероятно, потребность в нефти, природном газе, угле составит 9 млн. т, 49 млрд. м³ , 3 млн. т в 2000 г. и 11 млн. т, 54 млрд. м³ , 7 млн. т в 2010 г. соответственно.

            Казахстан.

            Энерговооружённость экономики Казахстана довольно высока по сравнению с соседними странами, членами СНГ. Это обусловлено, прежде всего, значительной долей тяжёлой индустрии в экономике.

            Отличительной чертой ТЭКа Казахстана является высокая доля угля в структуре энергопотребления. Так в 1998 г. спрос на энергоносители был удовлетворён за счёт угля на 53,5  % (32,7 млн.т) и лишь на 29,4 % за счёт нефти (12,6 млн.т). Причём потребление природного газа достигло 7,3 млрд. м³.

            Аналитики прогнозируют уменьшение доли угля в структуре энергопотребления в перспективе. Это обусловлено в первую очередь слабой конкурентоспособностью этого вида топлива по сравнению с природным газом. Вероятно, спрос на уголь до 2000 г. останется на уровне 1997 г. (50 млн. т) и снизится до 40 млн. т. к 2010 г.

            Потребление нефти и природного газа может составить 12 млн. т и 30,2 млрд. м³ в 2000 г., 16 млн. т и 36,4 млрд. м³ в 2010 г. соответственно.

            Туркменистан.

            Потребность в энергии Туркменистан полностью удовлетворяет нефтью и природным газом. Так в 1998 г. доли нефти и природного газа в энергопотреблении были равны 29,5 % (3,6 млн.т) и 70,5 %  (12,3 млн. тут) соответственно.

            Спрос на нефть и природный газ может достичь 6 млн. т и 9 млрд. м³ к 2000 г., 10 млн. т и 12 млрд. м³ к 2010 г. соответственно.

Азербайджан.

Тот факт, что Азербайджан является одним из старейших нефтегазодобывающих регионов мира, предопределил формирование структуры экономики республики и сыграл решающую роль на всех этапах развития народного хозяйства страны в целом.

            Согласно данным BP спрос на энергоносители в 1998 г. был обеспечен на 55,1 % (5,9 млн.т) и 43,9 % (6,8 млн. тут) за счёт нефти и природного газа соответственно.

            Возможен рост потребления нефти и природного газа до 8 млн. т и 8,6 млрд. м³ в 2000 г., до 14 млн. т и 12 млрд. м³ в 2010 г. соответственно.
1.2.3. Внешние поставки.

            Турция.

            Вследствие отсутствия значимых месторождений углеводородов, Турция является импортёром нефти с 1973 г. (нарастив объём поставок более, чем в 3 раза до 38,9 Мтут к 1995 г.) и природного газа с 1987 г. Очевидно, что увеличение спроса на углеводороды в перспективе придётся компенсировать лишь наращиванием объёмов импорта. Так импорт природного газа и нефти может составить 26 и 44 Мтут в 2000 г., и 40 и 60 Мтут в 2010 г. соответственно.

            Грузия.

            Грузия располагает незначительными запасами природного газа и вынуждена импортировать его из России и Туркмении.

            Грузия рассчитывает на использование ее территории для транзита газа. Наибольший интерес для Грузии в данном случае представляет проект транспорта российского газа через Грузию в Армению и Турцию. Грузинские компании предполагают участвовать в модернизации и расширении газовой сети на своей территории и обеспечении транзита.

            В настоящее время значение Грузии  в международной торговле нефтью резко возросло не из-за наличия крупных запасов (запасы нефти в Грузии крайне незначительны), а как потенциального центра транзита каспийской нефти. Так альтернативный маршрут для главного экспортного нефтепровода к турецкому порту Джейхан может пройти по территории Грузии.

8 марта 1996 года президенты Грузии и Азербайджана подписали  30-летнее соглашение о прокачке "ранней" каспийской нефти по так называемому "западному" маршруту из Азербайджана до грузинского порта Супса.

Компания Шеврон выразила заинтересованность в транспортировке нефти из Казахстана до Батуми в обход России, с переброской сырья танкерами по Каспийскому морю до Азербайджана, о чем подписала протокол о намерениях с грузинской стороной.

Украина также заинтересована в транспортировке азербайджанской нефти через Грузию на Украину в Одессу. В настоящее время осуществляются пробные поставки нефти по этому маршруту.

Стремление Грузии стать центром транзита нефти обусловлены не только необходимостью сохранять дружественные соотношения с соседними странами, но также проблемой обеспечения внутренней стабильности.

            Армения.

            Армения в настоящее время получает практически весь природный газ - приблизительно 1,3 млрд. м³ в 1997 году - из Туркменистана. В качестве альтернативы туркменскому газу с 1998 г. начал действовать 140 км газопровод, обеспечивающий поставки иранского газа в Армению.

Узбекистан.

Узбекистан в 1997 г. экспортировал 4,6 млрд. м³ газа в Казахстан, Кыргызстан, и Таджикистан. Частая не-оплата этими республиками привела к тому, что газовые по­ставки в Кыргызстан были прерваны в ноябре 1998 г. и уменьшены снова в феврале 1999 г., поставки в Казахстан также были остановлены в 1998 г..

Узбекистан испытывает определенные сложности по увеличению экспорта при­родного газа по нескольким причинам. Во-первых наблюдается рост потребления газа на внутреннем рынке, особенно для коммунально - бытовых нужд. Во - вторых, ощу­щается недостаток в пропускных мощностях экспортных газопроводов. Так, крупный газопровод Средняя Азия - Центр нуждается в серьезной реконструкции.

Узбекистан подписал меморандум о взаимопонимании с Туркменистаном, Афганиста­ном и Пакистаном о возможности сооружения центрально-азиатского нефтепровода. Этот проект предусматривает подачу центрально-азиатской нефти к портам Пакистана. Кроме этого, Узбекистан проявляет интерес к участию в создании нефтепровода из Ка­захстана в Китай.

            Казахстан.

            Нефть с Тенгиза экспортируется Каспийским Трубопроводным  Консорциумом на мировые рынки через Новороссийск. Трубопровод  был введен в эксплуатацию в 1999 г., но на полную мощность будет эксплуатироваться только после 2000 г.

Также рассматриваются другие экспортные маршруты. В 1997 г., правительства Казахстана и Ирана согласились возобновить обмены нефтью между двумя странами. Согласно этому соглашению, казахская нефть будет доставляться танкерами по Каспийскому морю к нефтеперерабатывающим заводам в северном Иране в обмен на доставку Ираном аналогичных объемов покупателям на внешних рынках.

В 1999 г. Казахстаном было экспортировано 20,8 млн.т сырой нефти.

В 1996 г. были прекращены поставки коксующегося угля для украинской черной металлургии. Это привело к закрытию шахт и падению добычи угля более чем в 2 раза в Карагандинском угольном бассейне. Одновременно с этим существенно снизили объемы закупок продукции Экибастузского бассейна российские электростанции.

Несмотря на снижение экспорта в Россию, она остается крупнейшим импортером казахского угля, закупая 19 из 25 млн.т каменного угля, экспортируемого Казахстаном .

            Туркменистан.

            Один из основных барьеров, препятствующих развитию нефтедобывающей промышленности Туркменистана - недостаток экспортных маршрутов. В этой ситуации наметилась активность западных нефтяных компаний по поиску альтернативных маршрутов доставки туркменской нефти на внешние рынки. Так, в марте 1998 г., компания Monument Oil (Великобритания) заключила соглашение с Национальной Нефтяной компанией Ирана (NIOC), чтобы доставлять нефть с месторождения Бурун в западном Туркменистане к северной границе Ирана и замещать ее нефтью, экспортируемой из Персидского залива.

С помощью иностранных инвесторов Туркменистан рассчитывает повысить уровни добычи природного газа и его экспорт на мировые рынки. Однако доступ к экспортным маршрутам продолжает быть главной проблемой. В настоящее время Туркменистан не имеет другого доступа на внешние рынки кроме как посредством транзита через территорию России.

В 1997 г. Туркменистан прекратил поставки природного газа на Украину из-за украинского долга в размере 1.5 миллиарда $ за предыдущие поставки.

            Азербайджан.

Вступил в эксплуатацию Северный трубопровод Баку – Самур – Грозный – Новороссийск (пропускная способность до 5 млн.т в год), идут строительные работы по западному трубопроводу Баку – Супса на побережье Черного моря в Грузии (пропускная способность 6 млн.т в год).

Следует отметить, что оба этих маршрута в основном предназначены для претворения в жизнь программы «ранней нефти». В перспективе Азербайджан рассматривает новый экспортный трубопровод Баку – Джейхан (Турция) (1944 км) в качестве основного для транспорта  «поздней нефти».

На сегодняшний день через Азербайджан уже осуществляется транспортировка нефти из Казахстана. Нефть доставляется танкерами в Азербайджан на терминал в Дюбянди, а оттуда железнодорожным транспортом отправляется в Грузию. Общий объем казахстанской нефти перевезенной через Азербайджан на сегодня составил более 1,1 млн.т.

Существующая газотранспортная система Азербайджана тесно связана с газотранспортными системами 4-х государств: Россия, Грузия, Иран, Армения.

            В настоящее время рассматривается возможность сооружения газопровода Туркменистан – Иран – Турция, который позволит обеспечить транзит газа государствам СНГ в Европу.
2. Разработка модели.

      2.1. Анализ возможных подходов к выбору метода решения задачи.


            Как утверждает в своей работе Конопляник[3], существуют два подхода к анализу рынка углеводорода стран ЦЮАз региона. Оба, безусловно, имеют равное право на существование.

Первый, доминирующий сегодня вариант (назовём его «политическим»), исхо­дит из примата политических предпочтений участвующих в процессе формирования энергетического рынка сторон (государств и компаний), и только после этого, то есть после целенаправленного выбора политических предпочтений, в дело вступают экономические оценки предопределённых политическим выбором сценариев освоения энер­горесурсов и маршрутов транспортировки добываемых углеводородов.

            Второй вариант (назовём его «экономическим») применяется существенно реже. Здесь сначала определяются сравнительные экономические преимущества  и/или не­достатки того или иного сценария освоения месторождений полезных ископаемых, конкурентоспособность различных маршрутов транспортировки углеводородов и только после этого выстроенная иерархия экономических предпочтений корректиру­ется, исходя из существующих и прогнозируемых политических реалий.

            Автор предлагает ещё один, третий вариант, который отличается от предыду­щего отсутствием корректировки экономической оценки сценариев развития энергети­ческого рынка исследуемого региона исходя из политических реалий, предполагая, что они уже будут учтены в исходных данных.

            Ниже будет дано более чёткое описание предложенного варианта – именно он и реализуется в данной научной работе.

            Вследствие того, что перед автором ставится скорее экономическая задача, чем политическая, рассмотренные ниже подходы к выбору метода решения задач в боль­шинстве своём тоже будут экономическими.

             При наиболее углублённом исследовании проблемы следовало бы начать реше­ние задачи с ретроспективного анализа экономического развития стран, и на его основе сделать прогноз темпов их роста в перспективе. Каждая страна характеризуется таким важным исторически сложившимся показателем как энергоёмкость экономики (т.е. из­расходованной энергией на 1000$ ВВП). Делая гипотезу о темпах его измене­ния, и, зная объём ВВП, можно грубо оценить перспективный спрос на энергоресурсы для каждой страны. Однако, спрос можно оценить более корректно, приняв во внимание эластичность энергопотребления по величине ВВП. Здесь оценка спроса на энергоно­сители базируется уже на двух прогнозах для ВВП и эластичности. Стоит отметить, что оба подхода предполагают дальнейшее развитие экономики страны без учёта возмож­ных серьёзных изменений как экономико-политического уклада, так и мировых цен на энергоносители.

Однако, прогноз полного потребления энергии не является информативным, т.е. не содержит в себе необходимой нам информации. Поэтому, особый интерес представ­ляет не совокупный спрос на энергоносители, а доля в нём нефти и природного газа. Для получения необходимой оценки требуется проанализировать структуру энергети­ческого рынка каждой страны: потребление энергии по видам топлива и секторам эко­номики.

            Не менее важным является и прогноз объёмов добычи энергоресурсов странами исследуемого региона. Здесь основную роль играют, прежде всего, коньюктура миро­вых цен на энергоносители, главным образом формирующая поток инвестиций в ресур­содобывающий сектор экономики, и степень выработанности освоенных месторожде­ний. В этом случае составление прогноза не является сложной задачей. Действи­тельно, исходя из мировых цен на энергоресурсы, можно оценить перспективность раз­личных инвестиционных проектов, и, имея количественную информацию о каждом ме­сторождении и его фазе выработанности, можно получить представление о доказанных запасах страны и, в частности, об их кратности в перспективе.

            Данная работа носит качественный характер, поэтому целесообразно взять в каче­стве исходных данных выполненные экспертами различных стран прогнозы как спроса на энергоносители, так и объёмы добычи полезных ископаемых, которые, впро­чем, основываются на большем количестве исходных данных, чем предложено выше. Тем не менее, мы оставляем за собой право корректировать прогноз в зависимости от конкретной ситуации, сложившейся на энергетическом рынке. Например, из-за того, что большая доля импортируемого газа расходуется на получения электроэнергии, может возникнуть ситуация, когда более выгодным окажется строительство электростан­ций непосредственно на территории нетто-экспортёра природного газа и импорт уже конечного энергоносителя.

Таким образом, основываясь на прогнозах спроса и предложения на внутреннем энергетическом рынке можно оценить дефицит (или профицит) энергоносителей в пер­спективе для каждой страны.

            На следующем этапе построения модели ставится задача проанализировать мощности трубопроводов, ресурсоперерабатывающих заводов, терминалов в портах; как сущест­вующих, так и находящихся на стадии постройки. Это даёт нам возможность оценить адекватность формирующейся инфраструктуры требованиям стран в перспективе. За­тем при наиболее углублённом исследовании проблемы необходимо было бы оценить все возможные маршруты потоков углеводородов для рассматриваемого временного периода на предмет их конкурентоспособности. Однако в целях упрощения задачи можно отказаться от поиска новых маршрутов и при анализе потенциальных вариантов формирования энергетического рынка воспользоваться данными о маршрутах, находя­щихся на стадии разработки. Для оценки конкурентоспособности тех или иных проек­тов поставки углеводородов от нетто-экспортёров странам-импортёрам проще всего решить транспортную задачу.

            Безусловно, при построении модели нельзя не принять во внимание политиче­ский аспект. Очевидно, не найдётся инвестор, согласившийся вложить деньги в трубо­провод, пересекающий границу враждующих государств, без правительственных га­рантий возмещения ущерба в силу форс-мажорных обстоятельств, – даже если взаимо­отношения между странами и наладятся, всегда будет существовать вероятность осу­ществления террористического акта с любой стороны. Таким образом, необходимо учесть такие факторы, как экономическая и политическая стабильность, мирные отно­шения соседних государств в течение продолжительного периода времени.

            Однако, можно косвенно учесть политические реалии, приняв, что в исходные данные уже внесены соответствующие (адекватные данной научной работе) коррек­тивы. Действительно, политический аспект играет важную роль лишь при принятии решения о строительстве того или иного трубопровода. Поэтому, будем считать, что самая примитивная политика, на которую автор и обращает внимание, уже учтена в данных о находящихся на стадии разработки маршрутах транспортировки углеводородов.
2.2. Построение модели.

           

            Перед тем, как приступить к построению модели сделаем несколько предположе­ний:

1.      В рамках данной научной работы целесообразно свести исходную задачу  прогно­зирования потоков энергоносителей в перспективе к транспортной.

2.      В силу того, что выступающие в качестве исходных данных прогнозы, подготов­ленные экспертами различных стран, уже учитывают множество факторов, влияющих на расклад энергетического рынка, ограничимся решением транс­портной задачи для каждого энергоресурса в отдельности.

            Все страны характеризуются такими важными показателями, как объёмы потреб­ления и добычи энергоресурсов, рентабельность осваиваемых месторождений. В тоже время, нам известны все характеристики существующей инфраструктуры, такие как мощность и длина трубопроводов, эксплуатационные расходы. К тому же, мы располагаем всей необходимой информацией о различных инвестиционных проектах, ставшими особенно актуальными в последнее время. Основываясь на этих данных, будем  решать поставленную задачу.

            Поиск оптимальных маршрутов транспортировки углеводородов осуществим согласно следующему алгоритму:

1.      Выбирается так называемый «опорный» год.

2.      Поочерёдно «добавляем» к существующей транспортной инфраструктуре новые трубопроводы.

3.      Для полученной таким образом «новой» инфраструктуры решается транспортная задача (ТЗ) в течение определённого временного интервала. Начало этого временного промежутка совпадает с «опорным» годом, и его продолжительность в данной модели соответствует типичному сроку окупаемости транспортных инвестиционных проектов – 15 лет.

4.      На следующем этапе, уже после проведения расчётов для всех «новых» маршрутов,  производится отбор трубопроводов, постройка которых оказалась рентабельной, и затем наиболее экономически обоснованный  инвестиционный проект считается состоявшимся.

5.      Серия расчётов повторяется, причём каждый год рассматриваемой перспективы последовательно становится «опорным».
Сформулируем транспортную задачу:



При условиях:        

, где первая сумма – это затраты на добычу энергоресурсов, а вторая – на их транспор­тировку по трубопроводам. Здесь:  - стоимость добычи энергоресурса, - объём его добычи в i-той стране, - эксплуатационный тариф К-того трубопровода,  - его мощность, а  - поток энергоресурса из i-той страны в j-тую по K-тому трубопро­воду.
1.1.  
Результаты и их анализ.

Нефть.

Согласно произведенному анализу всего три страны исследуемого региона будут одновременно оказывать своё влияние на сложившиеся направления потоков и расстановку сил на рынке нефти Восточного полушария – это Азербайджан, Казахстан и Иран. Впрочем, роль последнего государства главным образом зависит от быстрого и эффективного урегулирования американо-иранских политических разногласий. Отсутствие Туркменистана среди выше обозначенных стран объясняется тем, что нефтяная отрасль этой страны в рассматриваемом периоде будет ориентирована в первую очередь на внутренний рынок (в стране остаётся довольно существенный непокрытый внутренний спрос).

По результатам расчетов можно сделать следующие выводы. Для азербайджанской нефти наиболее экономически выгодным оказывается маршрут Баку-Новороссийск, наименее экономически целесообразным - маршрут Баку-Джейхан, причем на любых одинаковых объемах пропускной способности сравниваемых трубопроводов. При этом турецкий маршрут проигрывает трубопроводной части как маршрута через Новороссийск, так и маршрута через Супсу вне зависимости от того, будет ли дальнейшая транспортировка нефти из указанных черноморских портов проходить по морю через Босфор-Дарданеллы или минуя проливы за счет использования дополнительного обходного трубопровода Бургас-Александрополис. И это при том, что для расчета стоимости перекачки нефти по трубопроводу Баку-Джейхан использовались данные о капиталовложениях на уровне 3.3 млрд. долл., а не все более часто появляющиеся в последнее время в печати оценки необходимых для его строительства инвестиций порядка 4.5 млрд. долл.

Для казахской нефти ситуация не является столь прозрачной, как в предыдущем случае. Тариф за её транспортировку в западном направлении, по трассе КТК (Тенгиз-Новороссийск), много ниже, чем в вариантах поставок в Азию, что подталкивает к однозначному выводу о приоритетности именно этого направления и маршрута поставок казахской нефти. Однако, необходимо принять во внимание следующие аспекты проблемы:

ü  Маршруты КТК и Баку-Джейхан являются по экономическим соображениям наиболее конкурирующей парой и, скорее всего, взаимоисключающими маршрутами поставки каспийской нефти на европейский рынок.

ü  При использовании КТК Казахстан неизбежно столкнётся с проблемой избытка предложения на рынке Западной Европы. При этом строительство именно КТК будет оказывать наиболее понижающий эффект на цены западноевропейского рынка, поскольку он запроектирован на наибольшую “стартовую” пропускную способность по сравнению с другими (нацеленными на тот же рынок) нефтепроводами.

Таким образом, для казахской нефти наиболее целесообразным является использование только азиатских маршрутов, обеспечивающих вывод всех экспортируемых Казахстаном объемов на наиболее емкий и быстрорастущий азиатский рынок, особенно на те его сегменты (континентальный Китай), куда доступ конкурентных (например, ближневосточных) нефтей является объективно затруднительным. Этот вариант обладает также комплексом других неоспоримых экономических преимуществ, в частности тем, что предусматривает использование схем, трансформирующих в сотрудничество возможную конкуренцию казахских и российских нефтей.

            Подведём черту под изложенными выше рассуждениями:

1. Каспийская нефть, даже в объемах первой фазы ее освоения (2005 г. - 70 млн.т, 2010 г. - 100 млн.т, 2015 г. - 120 млн.т), в обозримой перспективе, видимо, может не найти своего места на традиционных рынках потребления жидкого топлива в Восточном полушарии (Западная Европа, Юго-Восточная Азия) по балансовым и ценовым соображениям.
2. Широкомасштабное появление каспийской нефти на рынке Западной Европы приведет к образованию избытка предложения жидкого топлива в этом регионе и к снижению цен. Каспийская нефть на западноевропейском рынке вступает в ценовую конкуренцию не только с традиционными источниками поставок (БСВ, Северная Африка, Северное море, Западная Сибирь), но и с "новой" российской нефтью севера Европейской части страны.
3. На азиатском рынке существует неудовлетворенный прогнозный прирост спроса на нефть, поэтому по балансовым соображениям азиатский рынок является более привлекательным для каспийской нефти, чем рынок западноевропейский. Однако доставка каспийской нефти в Азию сегодня связана с большими экономическими препятствиями, чем маршруты в иных направлениях. При поставках в Южную и Юго-Восточную Азию каспийская нефть вступает в ценовую конкуренцию с ближневосточной нефтью и должна при этом поставляться на азиатские рынки через территории стран-экспортеров нефти.
4. В рамках концепции "множественности путей доставки" каспийской нефти на западноевропейский рынок неоспоримые экономические преимущества имеют маршруты через территорию России и Грузии (в том числе при строительстве обходящего черноморские проливы трубопровода) по сравнению с турецкими маршрутами при любых комбинациях пропускных способностей этих трубопроводов. Маршруты на Джейхан отсекают каспийскую (азербайджанскую) нефть от наиболее перспективного для нее рынка государств Центральной Европы и Черноморского региона.

5.      Транспортировка каспийской нефти в южном направлении по экономическим соображениям является более предпочтительной, чем турецкие маршруты с поставками в Западную Европу, и выводит нефть Каспия кратчайшим путем на более емкий азиатский рынок.

6. Основная конкуренция при выборе маршрутов транспортировки каспийской нефти складывается между трубопроводами Баку-Джейхан и Тенгиз-Новороссийск (КТК). Эти трубопроводы являются взаимоисключающими по экономическим соображениям и при замедлении темпов освоении нефти Каспия могут оба оказаться невостребованными.

Природный газ.

            Согласно произведенному анализу на рынках нефти и природного газа Каспия складывается схожая коньюктура. Единственным отличием рынка “голубого” топлива, пожалуй, является наличие большего количества стран-игроков, способных повлиять на формирование энергетического рынка не только региона, но и всего континента – это Азербайджан, Туркменистан, Казахстан и Иран.

            Стоит отметить, что при выполнении расчётов было сделано важное предположение – возможность сравнительно быстрого и эффективного урегулирования американо-иранских политических разногласий является вполне реализуемой. Это объясняется тем, что американские компании от санкций к Ирану теряют неизмеримо больше. Поэтому заинтересованность американских компаний в участии в потенциально выгодных для себя иранских проектах может в итоге сыграть ключевую роль в устранении политических препятствий к реализации транс-иранских маршрутов транспортировки каспийских углеводородов.

Высокая привлекательность Турции не только как быстрорастущего рынка, но и “транспортного коридора” объясняет повышенный интерес к ней всех вышеперечисленных стран. В то же время для Турции наиболее экономически выгодным является импорт природного газа из Ирана и Азербайджана. Эти страны-экспортёры не только выгодно расположены, но и уже обладают достаточно разветвлённой инфраструктурой, требующей незначительных капиталовложений. Таким образом, начатая реализация проекта “Blue Stream”, согласно которому “голубое” топливо из России будет поставляться в Турцию по дну Чёрного моря, не является экономически обоснованной – даже более выгодными оказываются транс-каспийский проект и строительство трубопровода Туркменистан-Иран-Турция.

Для Туркменистана газопровод «Средняя Азия – Центр»  пока является единственной реальной возможностью для экспорта природного газа[4]. В обозримой перспективе ситуация вряд ли координально изменится. Таким образом, Туркменистан останется российским поставщиком в перспективе и, безусловно, примет участие в проекте поставки как своего, так и казахского газа на перспективный рынок Китая.
3. Литература.

1.      А. Конопляник. Каспийская нефть на евразийском перекрёстке. Предварительный анализ экономических перспектив. -  М., издание ИГиРГИ, 1998 г.

2. Azeri Gas to Turkey – In the right place at the right time? – “Wood Mackenzie”, October 1999, Issue 33.
3. Статистика BP Amoco 1999 г.
4. Центральная Азия – новый фаворит иностранных инвесторов. – “Мировая экономика и международные отношения.”, 2000 г., №3.
5. Gazprom plans to buy 50 bn cm of Turkmen gas a year for 30 years. – “News and Trends Central Asia”, April 2000, Volume 5, issue #7.
6. The Trans-Caspian and Blue Stream pipelines: Turkey’s place in the big picture. – “News and Trends Central Asia”, April 2000, Volume 5, issue #7.
7. The legal status of the Caspian Sea: a card in the new ‘Great game’? – “News and Trends Central Asia”, April 2000, Volume 5, issue #7.
8. Кому достался весь кумыс. – “Эксперт”, 3 апреля 2000 г., №13 (226)
9. Противостояние. Европа на грани «великой газовой войны».– “Эксперт”, 5 июня 2000 г., №21 (234)
10. Деньги сильнее партнёрства. – “Эксперт”, 24 апреля 2000 г., №16 (229)

11.  Почти Саудовская Аравия. – “Эксперт”, 22 Мая 2000 г., №19 (232).

---