реферат скачать
 
Главная | Карта сайта
реферат скачать
РАЗДЕЛЫ

реферат скачать
ПАРТНЕРЫ

реферат скачать
АЛФАВИТ
... А Б В Г Д Е Ж З И К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я

реферат скачать
ПОИСК
Введите фамилию автора:


Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии

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. 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:

[pic][pic]

При условиях: [pic]

, где первая сумма – это затраты на добычу энергоресурсов, а вторая – на их

транспортировку по трубопроводам. Здесь: [pic] - стоимость добычи

энергоресурса, [pic]- объём его добычи в i-той стране, [pic]-

эксплуатационный тариф К-того трубопровода, [pic] - его мощность, а [pic] -

поток энергоресурса из i-той страны в j-тую по K-тому трубопроводу.

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:

V Маршруты КТК и Баку-Джейхан являются по экономическим соображениям

наиболее конкурирующей парой и, скорее всего, взаимоисключающими

маршрутами поставки каспийской нефти на европейский рынок.

V 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).

-----------------------

[1] А. Конопляник «Каспийская нефть на евразийском перекрёстке.

Предварительный анализ экономических перспектив»

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

[3] А. Конопляник «Каспийская нефть на евразийском перекрёстке.

Предварительный анализ экономических перспектив»

[4] “Эксперт”, 3 апреля 2000 г., №13 (226), с. 20-21.

-----------------------

[pic]

Страницы: 1, 2


реферат скачать
НОВОСТИ реферат скачать
реферат скачать
ВХОД реферат скачать
Логин:
Пароль:
регистрация
забыли пароль?

реферат скачать    
реферат скачать
ТЕГИ реферат скачать

Рефераты бесплатно, курсовые, дипломы, научные работы, реферат бесплатно, сочинения, курсовые работы, реферат, доклады, рефераты, рефераты скачать, рефераты на тему и многое другое.


Copyright © 2012 г.
При использовании материалов - ссылка на сайт обязательна.