…ze: 10.0pt; line-height: 150%;"> 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 перс