Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии

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

Страницы: 1, 2, 3