Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии

План. 1. Введение. 1.1. А нализ 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 по ставки. 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 углеводоро дов , и место Центрально-Южноазиат ского (ЦЮАз ) региона на этом рынке. Мировой спрос на первичные энергоно сители увеличился с 1993 г . к 2000 г . на 17 % (с 11470 до 13400 млн . тут ). По прогнозам аналитиков эта тенденция сохра нится и в дальнейшем – с 1993 г . к 2050 г . потребление углеводоро дов возрастёт более чем в 2 раза. На долю углеводородов приходится свыше 62 % добываемых первичных эне р гоносителей – рассмотрим значение нефти и газа для мировой энергетики более п о дробно. Важную роль в мировом топливно-энергетическом балансе играет природ ный газ . Занимая всего 5 % в извлекаемых прогнозных ресурсах ор ганического топлива планеты , он благодаря своим высоким качественным характеристикам уже даёт 21 % производимых в мире первичных энергети ческих ресурсов и согласно различным пр о гнозам его дол я возрастёт в ближайшее де сятилетие до 24-26 %. Наряду с природным газом ожидается рост потребности в нефти . Со гласно пр о гнозам IEA возможно увеличение мирового потребления нефти с 4645 млн . тут в 1993 г . на 43 % (до 6650 млн . тут ) к 2010 г , при этом дол я нефти на мировом рынке перви ч ных энергетиче ских ресурсов снизится с 40,5 % до 39,7 %. Таблица 1.1.1. Мировое производство первичных энергетических ресурсов , млн . тут . / %. Энергоносители. 1993г. 2000г. 2010г. 2050г. Произ водство-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 рег и она , но и всего континента в перспективе . Бо льшое влияние исследуемого региона на процесс развития мировой энергетики можно объяснить , приняв во внимание следу ю щие аспекты : ь Запасы углеводородов Центральной и Южной Азии превышают 30 % мировых. ь В силу своего географического положения страны регион а выгодно располож е ны между крупнейшими потребителями углеводородного сырья – Европой и Азией (Китаем , Индией ). ь США объявило регион «зоной своих жизненных интересов» . Многие америка н ские энергетические компании не только изъявили желание присутствовать н а рынке Каспия , но и уже сегодня занимаются разработкой его нефтегазовых м е сторождений. Таблица 1.1.2. Доказанные запасы углеводородов и их кратность стран Центральной и Южной Азии на конец 1998 г. Нефть Природный газ Тысяч Доля миров ых Кратность Млрд . м 3 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 Пакис тан n/a n/a n/a 0,61 0,4% 38,8 Таблица 1.1.3. Добыча , потребление и импорт природного газа странами ЦЮАз региона 1990-1998 гг ., млрд . м 3 . 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1998 Добыча Азербайджан 9,2 8,0 7,4 6,3 6,0 6,2 5,9 5,6 5,2 Страны Казахстан 6,6 7,4 7,6 6,2 4,2 5,5 6,1 7,6 7,6 75,6 / СНГ Туркменистан 81,9 78,6 56,1 60,9 33,3 30,1 32,8 16,1 11,7 53,5% Узбекистан 38,1 39,1 39,9 42,0 44,0 45,3 45,7 47,8 51,1 Бл.иСр.Вост Иран 23,2 25,8 25,0 27,1 31,8 35,3 40,2 47,0 50,0 50,0 / 35,6% Южная Азия Пакистан 11,2 11,1 11,5 12,0 13,2 14,5 15,2 15,3 15,8 15,8 / 11,2% Сумма по региону 170,2 170,0 147,5 154,5 132,5 136,9 145,9 139,4 141,4 141,4 / 100,0% Доля мировой добычи 8,5% 8,4% 7,2% 7,5% 6,3% 6,4% 6,5% 6,3% 6,2% Потребление Азерб айджан 15,8 15,1 11,8 8,7 8,1 8,0 5,9 5,6 5,2 Страны Казахстан 12,5 13,2 13,5 13,0 10,3 10,8 9,0 7,1 7,3 69,0 / СНГ Туркменистан 9,8 9,6 9,3 9,3 10,2 8,0 10,0 10,1 9,5 47,1% Узбекистан 36,8 37,1 37,3 40,7 41,3 42,4 43,3 45,4 47,0 Ближ . И Ср. Турция 3,4 4,4 4,5 5,0 6,5 6,8 9,0 9,4 9,9 61,6 / Восток Иран 22,7 22,7 25,0 26,6 31,8 35,0 40,1 47,0 51,7 42,0% Южная Азия Пакистан 11,2 11,1 11,5 12,0 13,2 14,5 15,2 15,3 15,8 15,8 / 10,8% Сумма по региону 112,2 113,2 112,9 115,3 121,4 125,5 132,5 139,9 146,4 146,4 / 100,0% Доля мирового потребления 5,7% 5,6% 5,6% 5,6% 6,0% 5,9% 5,9% 6,3% 6,5% Импорт (+)/ Эк с порт ( -) Азербайджан 6,6 7,1 4,4 2,4 2,1 1,8 0,0 0,0 0,0 Страны Казахстан 5,9 5,8 5,9 6,8 6,1 5,3 2,9 -0,5 -0,3 СНГ Туркменистан -72,1 -69,0 -46,8 -51,6 -23,1 -22,1 -22,8 -6,0 -2,2 Узбекистан -1,3 -2,0 -2,6 -1,3 -2,7 -2,9 -2,4 -2,4 -4,1 Ближ . И Ср. Турция 3,4 4,4 4,5 5,0 6,5 6,8 9,0 9,4 9,9 Восток Иран -0,5 -3,1 0,0 -0,5 0,0 -0,3 -0,1 0,0 1,7 Южная Азия Пакистан 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Сумма по региону -58,0 -56,8 -34,6 -39,2 -11,1 -11,4 -13,4 0,5 5,0 Таблица 1.1.4. Добыча , потребление и импорт нефти странами ЦЮАз региона 1990-1998 гг ., млн.т. 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1998 Д о быча Азербайджан 12,5 11,7 11,1 10,3 9,6 9,2 9,1 9,0 11,4 Страны Казахстан 25,8 26,6 25,8 23,0 20,3 20,6 23,0 25,8 25,9 50,9 / СНГ Туркменистан 5,7 5,4 5,2 4,4 4,2 4,1 4,6 4,5 5,5 14,8% У збекистан 2,8 2,8 3,3 4,0 5,5 7,6 7,6 7,9 8,1 Ближ . И Ср. Иран 161,4 173,4 174,7 182,2 182,6 182,7 183,8 184,0 187,7 293,0 / Восток Ирак 105,1 13,7 25,9 22,6 25,2 27,3 29,9 58,1 105,3 85,2% Сумма по региону 313,3 235,6 246,0 246,5 247,4 259,1 258,0 289,3 343,9 343,9 / 100% Доля мировой добычи 9,8% 7,5% 7,7% 7,7% 7,7% 7,9% 7,6% 8,3% 9,8% Потребление Азербайджан 8,5 8,2 8,1 8, 2 8,1 8,5 7,0 6,0 5,9 Страны Казахстан 21,5 21,7 20,3 15,7 12,3 12,0 10,2 10,3 12,6 29,1 / СНГ Туркменистан 4,4 5,0 4,9 3,2 3,7 3,9 3,0 3,0 3,6 21,6% Узбекистан 12,6 11,0 9,1 8,1 7,2 6,7 7,4 6,7 7,0 Ближний и Турция 22,1 22,1 23,5 27,0 25,8 28,4 29,8 30,0 30,1 88,1 / Средний Иран 47,1 49,0 50,0 51,8 54,3 59,6 62,2 60,8 58,0 65,4% Восток Ирак n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a Южн . Азия Пакистан 10,7 11,4 12,4 13,5 14,5 15,8 16,6 16,5 17,5 17,5 / 13,0% Сумма по региону 295,1 305,2 319,4 330,7 342,8 368,6 390,0 402,2 411,1 134,7 / 100% Доля мирового потребления 9,4% 9,7% 10,1% 10,5% 10,7% 11,4% 11,8% 11,9% 12,1% Импорт (+) / Экспорт (-) Азербайджан -4,0 -3,5 -3,0 -2,1 -1,5 -0,7 -2,1 -3,0 -5,5 Страны Казахстан -4,3 -4,9 -5,5 -7,3 -8,0 -8,6 -12,8 -15,5 -13,3 СНГ Туркменистан -1,3 -0,4 -0,3 -1,2 -0,5 -0,2 -1,6 -1,5 -1,9 Узбекистан 9,8 8,2 5,8 4,1 1,7 -0,9 -0,2 -1,2 -1,1 Ближний и Турция 22,1 22,1 23,5 27,0 25,8 28,4 29,8 30,0 30,1 Средний Иран -114,3 -124,4 -124,7 -130,4 -128,3 -123,1 -121,6 -123,2 -129,7 Восток Ирак n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a n/a Южная Китай -28,0 -23,1 -13,0 -3,5 3,4 11,7 15,9 25,5 30,4 Азия Индия 23,1 25,8 31,9 33,8 34,2 35,9 43,2 46,2 49,7 Пакистан 10,7 11,4 12,4 13,5 14,5 15,8 16,6 16,5 17,5 Сумма по региону. -191,5 -101,9 -95,9 -82,3 -75,6 -58,7 -46,0 -63,1 -107,2 Таблица 1.1.5. Доля углеводородов в энергопотреблении стран ЦЮАз региона , 1997 и 1998 гг ., млн . тут. 1997 1998 Нефть Природный газ Всего Нефть Природный газ Всего Потре б ление Доля Потре б ление Доля Потре б ление Доля Потре б ление Доля Азербайджан 8,6 53,6% 7,2 44,6% 16,1 8,5 55,1% 6,8 43,9% 15,4 Казахстан 14,8 25,8% 9,2 16,0% 57,5 18,1 29,4% 9,4 15,2% 61,6 Туркменистан 4,3 24,8% 13,1 75,2% 17,4 5,2 29,5% 12,4 70,5% 17,6 Узбекистан 9,6 13,4% 58,9 81,8% 72,0 10,1 13,5% 60,9 81,8% 74,4 Турция 43,2 48,4% 12,2 13,7% 89,3 43,3 47,9% 12,8 14,2% 90,4 Иран 87,6 58,1% 60,9 40,4% 150,8 83,5 54,7% 67,0 43,8% 152,8 Пакистан 23,8 48,2% 19,9 40,4% 49,2 25,2 48,3% 20,4 39,2% 52,1 Таблица 1.1.6. Мощность НПЗ стран ЦЮАз региона , 1990-1998 гг ., млн . тонн. 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 Турция 33,6 33,6 33,4 33,6 33,6 33,6 33,4 33,6 32,1 Иран 38,6 47,6 47,6 54,3 54,3 61,5 66,2 68,7 72,2 Ирак 15,9 15,9 29,1 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4 26,4 В то же время регион не однороден . В последнее время с геополитической точки зрения сложилась следующая ст руктура региона : ь Турция , Грузия , Азербайджан , Пакистан – западный блок . Политика , провод и мая этими странами , соответствует в некоторой степени стремлениям США. ь Иран , Ирак . Отличительной чертой этого блока являются наложенные на его страны-участники сан кции США и ООН. ь Казахстан , Узбекистан , Туркменистан , Армения . Эти страны готовы координ и ровать свою политику с Россией. Такое разделение обусловлено столкновением геополитических интересов США и России . Сегодня американская политика в регионе , похоже , пр еследует главным обр а зом сугубо политические цели – любой ценой вытеснить Россию из региона , вывести каспийскую нефть и газ из сферы влияния России А . Конопляник «Каспийская нефть на евразийском перекрёстке . Предварительный анализ экономич е ских перспект ив» . Другой очевидной внешнеполитической задачей США является решение "ира н ской " проблемы - до тех пор , пока любые действия американских или иных компаний в иранских проектах подпадают под анти-иранские санкции , США будут заинтересованы в таком решении к аспийских проблем , при котором интересы американских компаний будут в наименьшей степени ущемлены. Поскольку в рамках данной научно-исследовательской работы решается задача прогнозирования потоков каспийских нефти и природного газа в перспективе , целес о обр азно разделить страны ЦЮАз региона , руководствуясь ещё одним критерием – по степени их влияния на процесс формирования энергетического рынка как исследуемого региона , так и всего континента . Здесь структура региона примет следующий вид : ь Азербайджан , Тур кменистан , Казахстан , Узбекистан , Турция и отчасти Грузия . В зависимости от политики , проводимой этими странами , структура развива ю щегося энергетического рынка может стать совершенно непредсказуемой. ь Армения , Иран , Ирак , Пакистан . Хотя некоторые страны э той группы (Иран , Ирак , Пакистан ) и имеют вес в регионе , их влияние на формирование потоков Каспийских углеводородов весьма второстепенно. В силу поставленной задачи целесообразно провести углублённое изучение стран именно первой группы , что позволит нам сосредоточить внимание на первостепенных аспектах исследуемой проблемы. В силу своего географического положения , страны ЦЮАз региона до сих пор находятся несколько в стороне от основных экспортных маршрутов углеводородов . Т а ким образом , отсутствие развитой инфраструктуры яв ляется одной из основных пр о блем , ставящих под сомнение возможность дальнейшего экономического роста . Например , для таких стран как Азербайджан , Туркменистан и Казахстан за дачи пр и влечения инвестиций в ресурсодобывающий сектор энергетик и и увеличение экспорта первичных энергоресурсов являются приоритетными . В то же время странам с макс и мальными по региону темпами экономического роста (Турция , Китай ) в перспективе придётся компенсировать нехватку собственных энергоносителей импортом . Стои т также отметить , что Турция в силу своего выгодного географического положения вес ь ма привлекательна как «транспортный коридор» , посредством которого каспийские у г леводороды могут поставляться на перспективный рынок энергоносителей Западной Европы . Таким о бразом , накопился значительный потенциал развития энергетиче ского рынка исследуемого региона . Объёмы импорта и экспорта природного газа странами ЦЮАз региона незнач и тельны . Это является результатом спада производства газообразного топлива в странах , обра зованных после распада Советского Союза . Стоит отметить лишь Турцию и Иран , импортировавших в 1998 г . 6,8 млрд . м 3 из России и 1,8 млрд . м 3 из Туркменистана с о ответственно. Объёмы добычи нефти целым рядом стран исследуемого региона превышают собственный спрос . Так экспорт нефти Ираком и Казахстаном в 1998 г . составил 187,5 и 19,0 млн . тут соответственно . В то же время крупнейшими импортёрами являлись Турция и Пакистан. 1.2. Анализ существующих прогнозов развития рынка. 1.2.1. Собственное производство. Турция. Среди стран ЦЮАз региона Турция наиболее бедна по запасам полезных иск о паемых . Самым распространённым энергетическим ресурс ом является уголь , доказа н ные 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 газодоб ы вающая промышленность и развив ается 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 всег о 0,1 млн.т , а угля и природного газа – и того меньше (в нефтяном эквиваленте ). Электроэнергетика страны слаба и неразвита . Так в целом гидроэнергия соста в ляет более , чем 80 % от общего производства электроэнергии в последние годы , и её доля постоянно раст ёт из-за нарушений топливоснабжения тепловых электростанций . Несмотря на ограниченные нефтяны е ресурсы , Грузия принимает меры , напра в ленные 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 разработк е 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 ги дроэле к трическими и ядерными электрическими генерирующими мощностями . Для обеспечения своей энергетической безопасности Армения начала програ м му 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 Ер е ванской АЭС . Этот вынужденный шаг позво лил 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 % в ыработки 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 нар а щивать добычу нефти с момента пров озглашения 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 импорт е ром нефти . Тем не менее , не располагая крупными запасами нефти в крупных мест о рождениях (81 млн.т доказанных запасов нефти на 1.01.98), Узбекистан может рассма т ривать 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 добы чи 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 Узбекис тану обеспечить собственные потребности в нефт е продуктах и небольшой экспорт. Начиная с 1991 г . Узбекистан увеличил производство природного газа с 41,9 млрд . м 3 до 50,4 млрд . м 3 в 1997 г ., что вывело страну на восьмое место в мире по об ъ емам добычи . Узбеки стан располагает 1875 млрд . м 3 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 , ра с положенных главным образом на юго-востоке страны . При проведении Правительством Узбекистана политики , способствующей пр и току инвестиций в ресурсодобывающий сектор экономики , возможен рост объёмов д о бычи природного газа до 51,3 млрд.м 3 в 2000 г . и до 55 млрд.м 3 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. Анали тики 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 Узбек и стана составляют 11, 7 ГВт электрической установленной мощности генератора . План и руется в ближайшие годы дополнительно ввести в эксплуатацию 4 ГВт электрических мощностей . Крупнейшие газовые ТЭС - Сырдарьинская и Навоийскская , вместе с о ставляющие примерно треть всей установлен ной 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 преобр азований в нефтяной и газовой промышленности для развития своего потенциала . Почти половина добычи нефти в Казахстане сосредоточено в трех крупных м е сторождениях - Тенгиз , Узень и Карачаганак . Наиболее крупное из них - месторожд е ние Тенгиз , запасы которог о 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 комп а нии OKIOC (международный консорциум , занимаю щийся разведкой нефтяных мест о рождений в Казахстане ), запасы нефти в открытом месторождении предварительно оцениваются в 1-6,8 млрд . т Почти Саудовская Аравия . – “Эксперт” , 22 Мая 2000 г ., № 19 (232). . 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 . м 3 пр и родного газа (1.01.98). Более 40 % запасов сосредоточено в гигантском газовом мест о рождении Карачаганак (северо-западный Казахстан ). По прогнозам аналитиков объёмы добычи природного газа составят 9 млрд.м 3 в 2000 г . и 22 млрд.м 3 в 2010 г . против 8,1 млрд.м 3 в 1997 г. Казахстан - крупный производитель , потребитель и экспортер угля . Добыча эт о го вида топлива сосредоточена в К арагандинском и Экибастузском бассейнах . Кар а гандинский бассейн (центральный Казахстан ), имеет 13 шахт , в которых добывается высокого качества каменный уголь для коксования . Экибастузский бассейн (северный Казахстан ), - третий по размеру угольный бассейн н а территории бывшего Советского Союза , включает три шахты , в которых добывается в основном уголь для использов а ния 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 топли ва 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 . Одновременн о с этим существенно снизили об ъ емы 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 распо лагает 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 1 995 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 . м 3 . Наиболее крупные месторождения природного газа страны сосредоточе ны 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 последн ие годы из-за неплат е жей за поставки газа иностранными и внутренними потребителями , а также спорами с Россией о величине тарифов за транзит . Как следствие , в 1997 г . Туркменистаном д о быто всего 17,3 млрд . м 3 газа. Тем не менее , аналитики прогнозируют рост объёмов добычи природного газа до 36,7 млрд . м 3 в 2000 г . и до 75,9 млрд . м 3 в 2010 г. Азербайджан. В настоящее время нефтяная промышленность Азербайджана находится на п о роге нового этапа развития . Имеются реальные возможности значительного роста об ъ емов добычи нефти за счет освоения морских месторождений . Так в 1997 г . было доб ы то 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 . м 3 в год , а в 1975 г . с о ставила 10 млрд . м 3 . Это позволяло промышленным и коммунально – бытовым объе к там , а также электростанциям использовать газ в качестве основного топлив а . Пик д о бычи газа в Азербайджане приходится на 1982 год , когда объемы добычи составили 15 млрд . м 3 . Весьма вероятно , объёмы добычи природного газа составят 7,4 млрд . м 3 в 2000 г . и 14,8 млрд . м 3 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 ра с сматриваемой перспективе существен но не изменится . Прогнозируемые объёмы п о требления 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 4 5 Мтут в 2000 г . и 60 Мтут к 2010 г. Аналитики прогнозируют увеличение доли природного газа на внутреннем эне р гетическом 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 н еразвит . 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 а налитиков с прос на природный газ поднимется до 2 млрд . м 3 к 2000 г . и до 2,5 млрд . м 3 к 2010 г . с 0,8 млрд . м 3 в 1998 г. Потребление нефти достигло 0,3 млн . т в 1998 г . и , вероятно , с оставит 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 . сост а вил 1,3 млрд . м 3 и , вероятно , д остигнет 1,5 млрд . м 3 к 2000 г . и 5 млрд . м 3 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 энер гии 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 . м 3 и 7,0 млн . т с о ответственно . Потребление угля достигло 2,6 млн.т. Вероятно , потребность в нефти , природном га зе , угле составит 9 млн . т , 49 млрд . м 3 , 3 млн . т в 2000 г . и 11 млн . т , 54 млрд . м 3 , 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 д о лей 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 п о требление природного газа достигло 7,3 млрд . м 3 . Аналитики прогнозируют уменьшение доли угля в структуре энергопотребления в перспективе . Это обусловлено в первую очередь слабой конкурентоспособностью эт ого 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 . м 3 в 2000 г ., 16 млн . т и 36,4 млрд . м 3 в 2010 г . соответственно. Туркменистан. Потребность в энергии Туркменистан полностью удовлетворяет нефтью и пр и родным 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 . м 3 к 2000 г ., 10 млн . т и 12 млрд . м 3 к 2010 г . соответственно. Азербайджан. Тот факт , что Азербайджан является одним из старейших нефтегазодобывающих регионов мира , предопределил формирование структуры экономики республики и сы г рал 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 . м 3 в 2000 г ., до 14 млн . т и 12 млрд . м 3 в 2010 г . соответственно. 1.2.3. Внешние поставки. Турция. Вследствие отсутствия значимы х месторождений углеводородов , Турция явл я ется 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 угл е водороды в перспективе придётся компенсировать лишь наращиванием объёмов и м порта . 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 Р оссии и Туркмении. Грузия рассчитывает на использование ее территории для транзита газа . Наибольший интерес для Грузии в данном случае представляет проект транспорта ро с сийского газа через Грузию в Армению и Турцию . Грузинские компании предполагают участв овать в модернизации и расширении газовой сети на своей территории и обесп е чении транзита. В настоящее время з начение Грузии в международной торговле нефтью резко возросло не из-за н аличия крупных запасов (запасы нефти в Грузии крайне незнач и тельны ), а как потенциального центра транзита каспийской нефти . Так альтернативный маршрут для главного экспортного нефтепровода к турецкому порту Джейхан может пройти по территории Грузии . 8 мар та 1996 года президенты Грузии и Азербайджана подписали 30-летнее с о глашение о прокачке "ранней " каспийской нефти по так называемому "западному " маршруту из Азербайджана до грузинского порта Супса . Компания Шеврон выразила заинтересованность в транспорти ровке 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 стор о ной. Украина также заинтересована в транспортировке азербайджанской нефти через Г рузию на Украину в Одессу . В настоящее время осуществляются пробные поставки нефти по этому маршруту. Стремление Грузии стать центром транзита нефти обусловлены не только нео б ходимость ю сохранять дружественные соотношения с соседними странами , но также проблемой обеспечения внутренней стабильности . Армения. Армения в настоящее время получает практически весь природный газ - прибл и зительно 1,3 млрд . м 3 в 1997 году - из Туркменистана . В качестве альтернативы тур к менскому газу с 1998 г . начал действовать 140 км газопровод , обеспечивающий поста в ки иранского газа в Армению. Узбекистан. Узбекистан в 1997 г . экспортировал 4,6 млрд . м 3 газа в Казахстан , Кыргызстан , и Таджикистан . Частая не-оплата этими республиками при вела к тому , что газовые по ставки 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 при родного газа по нескольким причинам . Во-первых наблюдается рост потребления газа на внутреннем рынке , особенно для коммунально - бытовых нужд . Во - вторых , ощу щается недостаток в пропускных мощностях экспортных газопроводов . Так , крупный газопровод Средняя Азия - Цен т р нуждается в серьезной реконструкции. Узбекистан подписал меморандум о взаимопонимании с Туркменистаном , А ф ганиста ном и Пакистаном о возможности сооружения центрально-азиатского нефт е пров ода . Этот проект предусматривает подачу центрально-азиатской нефти к портам Пакистана . Кроме этого , Узбекистан проявляет интерес к участию в создании нефт е провода из Ка захстана в Китай . Казахстан. Нефть с Тенгиза экспортируется Каспийским Трубопроводны м 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 д ругие 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 Ка с пийскому морю к нефтеперерабатывающим заводам в северном Иране в обмен на д о ставку Ираном аналогичных объемов покупателям на внешних рынках. В 1999 г . Казахстаном было экспортировано 20,8 млн.т сырой нефт и . 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 об ъ емы закупок прод укции Экибастузского бассейна российские электростанции . Несмотря на снижение экспорта в Россию , она остается крупнейшим импорт е ром казахского угля , закупая 19 из 25 млн.т каменного угля , экспортируемого Каза х станом . Туркменистан. Один из основных барь еров , 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 . Т ак , в марте 1998 г ., ко м пания Monument Oil (Великобритания ) заключила соглашение с Национальной Нефт я ной компанией Ирана ( NIOC ), чтобы доставлять нефть с месторождения Бурун в запа д ном Туркменистане к северной границе Ирана и замещать ее нефтью , экспортиру емой из Персидского залива . С помощью иностранных инвесторов Туркменистан рассчитывает повысить уровни добычи природного газа и его экспорт на мировые рынки . Однако доступ к эк с портным маршрутам продолжает быть главной проблемой . В настоящее время Туркм е н истан 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 . Азербай джан. Вступил в эксплуатацию Северный трубопровод Баку – Самур – Грозный – Н о вороссийск (пропускная способность до 5 млн.т в год ), идут строительные работы по западному трубопроводу Баку – Супса на побережье Черного моря в Грузии (пропус к ная способность 6 млн.т в год ). Следует отметить , что оба этих маршрута в основном предназначены для пр е творения в жизнь программы «ранней нефти» . В перспективе Азербайджан рассматр и вает новый экспортный трубопровод Баку – Джейхан (Турция ) (1944 км ) в качестве о с новного для транспорта «поздней нефти». На сегодняшний день через Азербайджан уже осуществляется транспортировка нефти из Казахстана . Нефть доставляется танкерами в Азербайджан на терминал в Д ю бянди , 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 г а зотранспортными системами 4-х государств : Россия , Грузия , Иран , Армения. В настоящее время р ассматривается возможность сооружения газопровода Туркменистан – Иран – Турция , который позволит обеспечить транзит газа госуда р ствам СНГ в Европу. 2. Разработка модели. 2.1. Анализ возможных подходов к выбору метода решения задачи. Как утверждает в сво ей работе Конопляник А . Конопляник «Каспийская нефть на евразийском перекрёстке . Предварительный анализ экономич е ских перспектив» , существуют два подхода к анализу рынка углеводорода стран ЦЮАз региона . Оба , безусловно , имеют равное право на существован ие. Первый , доминирующий сегодня вариант (назовём его «политическим» ), исхо дит из примата политических предпочтений участвующих в процессе формирования энергетического рынка сторон (государств и компаний ), и только после этого , то есть после целенаправлен ного выбора политических предпочтений , в дело вступают экон о мические оценки предопределённых политическим выбором сценариев освоения энер горесурсов и маршрутов транспортировки добываемых углеводородов. Второй вариант (назовём его «экономическим» ) применя ется существенно реже . Здесь сначала определяются сравнительные экономические преимущества и /или не достатки того или иного сценария освоения месторождений полезных ископаемых , конкурентоспособность различных маршрутов транспортировки углеводородов и тол ь ко после этого выстроенная иерархия экономических предпочтений корректиру ется , исходя из существующих и прогнозируемых политических реалий. Автор предлагает ещё один , третий вариант , который отличается от предыду щего отсутствием корректировки экономичес кой оценки сценариев развития энергети ческого 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 данн ой научной работе. Вследствие того , что перед автором ставится скорее экономическая задача , чем политическая , рассмотренные ниже подходы к выбору метода решения задач в боль шинстве своём тоже будут экономическими. При наиболее углублённом исследовании проблемы следовало бы начать реше ние 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 энерг о ёмкость экономики (т.е . из расходованной энергией на 1000$ ВВП ). Делая гипотезу о темпах его измене ния , и , зная объём ВВП , можно грубо оценить перспективный спрос на энергоресурсы для каждой страны . Однако , спрос можно оценить более корректно , приняв во в нимание эластичность энергопотребления по величине ВВП . Здесь оценка спроса на энергоно сители базируется уже на двух прогнозах для ВВП и эластичности . Стоит отметить , что оба подхода предполагают дальнейшее развитие экономики страны без учёта возмож ных с ерьёзных 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 представ ляет не совокупный спрос на энергоносители , а доля в нём нефти и природного газа . Для получения необходимой оценки требуется проанализировать структуру энергети ческого рынка каждой страны : потребление энергии по видам топлива и секторам эко номики . Не менее важ ным является и прогноз объёмов добычи энергоресурсов странами исследуемого региона . Здесь основную роль играют , прежде всего , коньюктура миро вых цен на энергоносители , главным образом формирующая поток инвестиций в ресур содобывающий сектор экономики , и с тепень выработанности освоенных месторожде ний . В этом случае составление прогноза не является сложной задачей . Действи тельно , исходя из мировых цен на энергоресурсы , можно оценить перспективность раз личных инвестиционных проектов , и , имея количественну ю информацию о каждом ме сторождении 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 к а че стве исход ных данных выполненные экспертами различных стран прогнозы как спроса на энергоносители , так и объёмы добычи полезных ископаемых , которые , впро чем , основываются на большем количестве исходных данных , чем предложено выше . Тем не менее , мы оставляем за соб о й 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 , м о жет возникнуть ситуация , когда более выгодным ок ажется строительство электростан ций 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 пер спективе для каждой страны. На следующем этапе построения модели ставится задача проанализировать мощности трубопроводов , ресурсоперерабатывающих заводов , терминалов в портах ; как сущест вующих , так и находящихся на с тадии постройки . Это даёт нам возможность оценить адекватность формирующейся инфраструктуры требованиям стран в перспе к тиве . За тем при наиболее углублённом исследовании проблемы необходимо было бы оценить все возможные маршруты потоков углеводородов для р ассматриваемого вр е менного периода на предмет их конкурентоспособности . Однако в целях упрощения задачи можно отказаться от поиска новых маршрутов и при анализе потенциальных в а риантов формирования энергетического рынка воспользоваться данными о маршрутах, находя щихся на стадии разработки . Для оценки конкурентоспособности тех или иных проек тов поставки углеводородов от нетто-экспортёров странам-импортёрам проще всего решить транспортную задачу. Безусловно , при построении модели нельзя не принять во внима ние политиче ский аспект . Очевидно , не найдётся инвестор , согласившийся вложить деньги в трубо провод , пересекающий границу враждующих государств , без правительственных га рантий возмещения ущерба в силу форс-мажорных обстоятельств , – даже если взаимо отн о шения между странами и наладятся , всегда будет существовать вероятность осу ществления террористического акта с любой стороны . Таким образом , необходимо учесть такие факторы , как экономическая и политическая стабильность , мирные отно шения соседних госуда р ств в течение продолжительного периода времени. Однако , можно косвенно учесть политические реалии , приняв , что в исходные данные уже внесены соответствующие (адекватные данной научной работе ) коррек тивы . Действительно , политический аспект играет важную р оль 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 углев о дор о дов. 2.2. Построение модели. Перед тем , как приступить к построению модели сделаем несколько предпол о же ний : 1. В рамках данной научной работы целесообразно свести исходную задачу пр о гно зирования потоков энергоносителей в перспективе к транспорт ной . 2. В силу того , что выступающие в качестве исходных данных прогнозы , подготов ленные экспертами различных стран , уже учитывают множество факторов , вл и яющих на расклад энергетического рынка , ограничимся решением транс портной задачи для каждого энерго ресурса в отдельности. Все страны характеризуются такими важными показателями , как объёмы п о треб ления 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 ра с полагаем всей необходимой информацией о различных инвестиционных проектах , ставшими особенно актуальными в последнее время . Основываясь на этих данных , б у дем решать поставленную за дачу. 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 полученно й таким образом «новой» инфраструктуры решается транспор т ная задача (ТЗ ) в течение определённого временного интервала . Начало этого временного промежутка совпадает с «опорным» годом , и его продолжител ь ность в данной модели соответствует типичному сроку оку паемости транспор т ных инвестиционных проектов – 15 лет. 4. На следующем этапе , уже после проведения расчётов для всех «новых» маршр у тов , производится отбор трубопроводов , постройка которых оказалась рент а бельной , и затем наиболее экономически обоснованный инвестиционный пр о ект 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 транспор тировку 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 трубопро воду. 1.1. Результаты и их анализ. Нефть. Согласно произведенному анализу всего три страны исследуемого региона б у дут одновременно оказывать своё влияние на сложив шиеся направления потоков и ра с становку 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 разн огласий . Отсу т ствие Туркменистана среди выше обозначенных стран объясняется тем , что нефтяная отрасль этой страны в рассматриваемом периоде будет ориентирована в первую оч е редь на внутренний рынок (в стране остаётся довольно существенный непокрытый внутрен ний спрос ). По результатам расчетов можно сделать следующие выводы . Для азербайджа н ской нефти наиболее экономически выгодным оказывается маршрут Баку-Новороссийск , наименее экономически целесообразным - маршрут Баку-Джейхан , пр и чем на любых одинаковых объе мах пропускной способности сравниваемых трубопр о водов . 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 че рноморских портов проходить по морю через Босфор-Дарданеллы или минуя проливы за счет использования дополн и тельного обходного трубопровода Бургас-Александрополис . И это при том , что для расчета стоимости перекачки нефти по трубопроводу Баку-Джейхан использ овались данные о капиталовложениях на уровне 3.3 млрд . долл. , а не все более часто появля ю щиеся в последнее время в печати оценки необходимых для его строительства инвест и ций 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 о д нозначному выводу о приоритетности именно этого направления и маршрута пос тавок казахской нефти . Однако , необходимо принять во внимание следующие аспекты пр о блемы : ь Маршруты КТК и Баку-Джейхан являются по экономическим соображениям наиболее конкурирующей парой и , скорее всего , взаимоисключающими мар ш рутами поставки каспийской н ефти на европейский рынок. ь 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 , поск ольку он запроектирован на наибольшую “стартовую” пропускную способность по сравнению с другими (нацеленными на тот же рынок ) нефтепр о водами. Таким образом , для казахской нефти наиболее целесообразным является испол ь зование только азиатских маршрутов , обес печивающих 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 затруднительн ы м . Этот вариант обл а дает 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 изл оженными 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 стр а ны. 3. На азиатском рынке существует неудовлетворенный прогнозный прирост спроса на нефть , поэтому по балансовым соображениям азиатский рынок является б о лее привлекательным для каспийской нефти , чем рынок западноевропейский . Однако доставка каспийской нефт и в Азию сегодня связана с большими экон о мическими препятствиями , чем маршруты в иных направлениях . При поставках в Южную и Юго-Восточную Азию каспийская нефть вступает в ценовую конк у ренцию с ближневосточной нефтью и должна при этом поставляться на азиа т с кие 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 трубопр о водов . 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 п о ставками в Западную Европу , и выводит нефть К аспия кратчайшим путем на б о лее 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 отличие м 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 , ч то при выполнении расчётов было сделано важное предпол о жение – возможность сравнительно быстрого и эффективного урегулирования амер и кано-иранских политических разногласий является вполне реализуемой . Это объясн я ется тем , что американские компании от санкци й к Ирану теряют неизмеримо больше . Поэтому заинтересованность американских компаний в участии в потенциально в ы годных для себя иранских проектах может в итоге сыграть ключевую роль в устран е нии политических препятствий к реализации транс-иранских маршруто в транспорт и ровки каспийских углеводородов . Высокая привлекательность Турции не только как быстрорастущего рынка , но и “транспортного коридора” объясняет повышенный интерес к ней всех вышеперечи с ленных 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 реализаци я проекта “ Blue Stream ” , согласно которому “голубое” топливо из России будет поста в ляться в Турцию по дну Чёрного моря , не является экономически обоснованной – даже более выгодными оказываются транс-каспийский проект и строительство трубопровода Туркмениста н-Иран-Турция. Для Туркменистана газопровод «Средняя Азия – Центр» пока является еди н ственной реальной возможностью для экспорта природного газа “Эксперт” , 3 апреля 2000 г ., № 13 (226), с . 20-21. . В обозримой пе р спективе ситуация вряд ли координально из менится . 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 евраз ийском перекрёстке . Предварител ь ный анализ экономических перспектив . - М ., издание ИГиРГИ , 1998 г. 2. Azeri Gas to Turkey – In the right place at the right time? – “ Wood Mackenzie” , O c tober 1999, Issue 33. 3. Статистика BP Amoco 1999 г. 4. Центральная Ази я – новый фаворит иностранных инвесторов . – “Мировая эк о номика 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-Cas pian 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, Volum e 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).