МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО ЧЕРВОНОГО ПРАПОРА ФІЗИКО-ТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ

(Державний Університет).

__________________________________________________

Грязнов А.А.

Аналіз ринку вуглеводнів країн Центральної та Південної Азії.

Спеціалізація: «Розвиток енергетики та охорона навколишнього середовища».

Завідувач спеціалізацією, член-кореспондент РАН А.А. Макаров

Науковий керівник, к.т.н. В.Л. Лихачов

Рецензент.

Москва 2000

План.
1. Введення.

1. Аналіз зміни структури світового ринку вуглеводнів (нафти і газу), і місце Центрально-південноазіатського (ЦЮАз) регіону на цьому ринку.

2. Аналіз існуючих прогнозів розвитку ринку.

1. Власне виробництво.

2. Споживання.

3. Зовнішні поставки.
2. Розробка моделі.

1. Аналіз можливих підходів до вибору методу розв'язання задачі.

2. Побудова моделі.

3. Результати та їх аналіз.
3. Література.

1.1. Аналіз зміни структури світового ринку вуглеводнів, і місце
Центрально-південноазіатського (ЦЮАз) регіону на цьому ринку.

Світовий попит на первинні енергоносії збільшився з 1993 р. до 2000 р. на 17% (з 11470 до 13400 млн. тут). За прогнозами аналітиків ця тенденція збережеться і надалі - з 1993 р. до 2050 р. споживання вуглеводнів зросте більш ніж у 2 рази.

На частку вуглеводнів припадає понад 62% видобуваються первинних енергоносіїв - розглянемо значення нафти і газу для світової енергетики більш докладно.

Важливу роль в світовому паливно-енергетичному балансі відіграє природний газ. Займаючи всього 5% в витягають прогнозних ресурсах органічного палива планети, він завдяки своїм високим якісним характеристикам вже дає 21% вироблених у світі первинних енергетичних ресурсів та згідно з різними прогнозами його частка зросте в найближче десятиліття до
24-26%.

Поряд з природним газом очікується зростання потреби у нафті. Згідно прогнозами IEA можливе збільшення світового споживання нафти з 4645 млн. тут в 1993 р. на 43% (до 6650 млн. тут) до 2010 г, при цьому частка нафти на світовому ринку первинних енергетичних ресурсів знизиться з 40,5% до 39,7
%.

Таблиця 1.1.1. Світове виробництво первинних енергетичних ресурсів, млн. тут. /%.
| Енергоносії. | 1993р. | 2000р. | 2010р. | 2050г. |
| Виробництво-всього | 11470/100 | 13400/100 | 16745/100 | 25900/100 |
| У тому числі: | | | | |
| Нафта | 4645/40, 5 | 5370/40, 4 | 6650/39, 7 | 7720/30 |
| Газ | 2431/21, 2 | 2910/21, 9 | 3970/23, 7 | 7150/28 |
| Тверді палива | 3253/28, 4 | 3645/27, 5 | 4580/27, 5 | 5720/22 |
| Гідроенергія | 291/2,5 | 345/2,6 | 440/2,6 | 5290/20 |
| Атомна енергія | 810/7,1 | 920/6,9 | 965/5,8 | |

Особливе місце на світовому ринку первинних енергоносіїв займають країни ЦЮАз регіону - Азербайджан, Казахстан, Туркменістан, Узбекистан,
Грузія, Іран, Ірак, Туреччина і Пакистан. Хоча в 1998 р. їх частка у світовому споживанні первинних енергетичних ресурсів склала всього 3,7%, важко переоцінити вплив політики, що проводиться цими країнами, на формування енергетичного ринку не лише регіону, але і всього континенту в перспективі. Великий вплив досліджуваного регіону на процес розвитку світової енергетики можна пояснити, взявши до уваги такі аспекти:

V Запаси вуглеводнів Центральної та Південної Азії перевищують 30% світових.

V В силу свого географічного положення країни регіону вигідно розташовані між найбільшими споживачами вуглеводневої сировини -

Європою та Азією (Китаєм, Індією).

V США оголосило регіон «зоною своїх життєвих інтересів». Багато американських енергетичні компанії не тільки виявили бажання бути присутніми на ринку Каспію, але і вже сьогодні займаються розробкою його нафтогазових родовищ.

Таблиця 1.1.2. Доведені запаси вуглеводнів та їх кратність країн

Центральної та Південної Азії на кінець 1998
| | Нафта | Природний газ |
| | Тисяч | Частка | Кратність | МЛРД. м3 | Частка | Кратність |
| | | Світових | ь | | світових | ь |
| | Млн.тонн | Запасів | | | запасів | |
| Азербайджан | 1,0 | 0,7% | 84,1 | 0,85 | 0,6% |> 100 |
| Казахстан | 1,1 | 0,8% | 42,3 | 1,84 | 1,3% |> 100 |
| Туркменіста | 0,1 | 0,0% | 13,6 | 2,86 | 1,9% |> 100 |
| н | | | | | | |
| Узбекистан | 0,1 | 0,1% | 10,0 | 1,87 | 1,3% | 34,7 |
| Іран | 12,3 | 8,5% | 65,3 | 23,00 | 15,7% |> 100 |
| Ірак | 15,1 | 10,7% |> 100 | 3,11 | 2,1% |> 100 |
| Пакистан | n/a | n/a | n/a | 0,61 | 0,4% | 38,8 |

Таблиця 1.1.3. Видобуток, споживання та імпорт природного газу країнами

ЦЮАз регіону 1990-1998 рр.., Млрд. м3.
| | Нафта | Природний | Всього | Нафта | Природний | Усього |
| | | Газ | | | газ | |
| Іран | 38,6 | 47,6 | 47,6 | 54,3 | 54,3 | 61,5 | 66,2 | 68,7 | 72,2 |
| Ірак | 15,9 | 15,9 | 29,1 | 26,4 | 26,4 | 26,4 | 26,4 | 26,4 | 26,4 |

У той же час регіон не однорідний. Останнім часом з геополітичної точки зору склалася наступна структура регіону:

V Туреччина, Грузія, Азербайджан, Пакистан - західний блок. Політика, що проводиться цими країнами, відповідає в деякій мірі прагненням США.

V Іран, Ірак. Відмінною рисою цього блоку є накладені на його країни-учасниці санкції США та ООН.

V Казахстан, Узбекистан, Туркменістан, Вірменія. Ці країни готові координувати свою політику з Росією.

Такий поділ обумовлено зіткненням геополітичних інтересів США та Росії. Сьогодні американська політика в регіоні, схоже, має на головним чином суто політичні цілі - будь-яку ціну витіснити Росію з регіону, вивести каспійську нафту і газ зі сфери впливу Росії [1].

Іншою очевидною зовнішньополітичним завданням США є рішення
"іранської" проблеми - до тих пір, поки будь-які дії американських чи інших компаній в іранських проектах підпадають під анти-іранські санкції, США будуть зацікавлені в такому рішенні каспійських проблем, при якому інтереси американських компаній будуть в найменшій мірі обмежені.

Оскільки в рамках даної науково-дослідної роботи вирішується завдання прогнозування потоків каспійських нафти і природного газу в перспективі, доцільно розділити країни ЦЮАз регіону, керуючись ще одним критерієм - за ступенем їх впливу на процес формування енергетичного ринку як досліджуваного регіону, так і всього континенту.
Тут структура регіону прийме наступний вигляд:

V Азербайджан, Туркменістан, Казахстан, Узбекистан, Туреччина і частково

Грузія. В залежності від політики, що проводиться цими країнами, структура розвивається енергетичного ринку може стати цілком непередбачуваною.

V Вірменія, Іран, Ірак, Пакистан. Хоча деякі країни цієї групи

(Іран, Ірак, Пакистан) і мають вагу в регіоні, їх вплив на формування потоків Каспійських вуглеводнів дуже другорядне.

У силу поставленої задачі доцільно провести поглиблене вивчення країн саме першої групи, що дозволить нам зосередити увагу на першорядних аспектах досліджуваної проблеми.

В силу свого географічного положення, країни ЦЮАз регіону до цих пір знаходяться декілька в стороні від основних експортних маршрутів вуглеводнів. Таким чином, відсутність розвиненої інфраструктури є однією з основних проблем, що ставлять під сумнів можливість подальшого економічного зростання. Наприклад, для таких країн як Азербайджан,
Туркменістан і Казахстан завдання залучення інвестицій в ресурсодобивающій сектор енергетики і збільшення експорту первинних енергоресурсів є пріоритетними. У той же час країнам з максимальними по регіону темпами економічного зростання (Туреччина, Китай) у перспективі доведеться компенсувати нестачу власних енергоносіїв імпортом. Варто також відзначити, що
Туреччина в силу свого вигідного географічного положення досить приваблива як «транспортний коридор», за допомогою якого каспійські вуглеводні можуть поставлятися на перспективний ринок енергоносіїв
Західної Європи. Таким чином, накопичився значний потенціал розвитку енергетичного ринку досліджуваного регіону.

Обсяги імпорту та експорту природного газу країнами ЦЮАз регіону незначні. Це є результатом спаду виробництва газоподібного палива в країнах, утворених після розпаду Радянського Союзу. Варто відзначити лише Туреччину та Іран, яка імпортувала в 1998 р. 6,8 млрд. м3 з
Росії і 1,8 млрд. м3 з Туркменістану відповідно.

Обсяги видобутку нафти цілою низкою країн досліджуваного регіону перевищують власний попит. Так експорт нафти Іраком і Казахстаном в 1998 р. склав 187,5 і 19,0 млн. тут відповідно. У той же час найбільшими імпортерами були Туреччина і Пакистан.

1.2. Аналіз існуючих прогнозів розвитку ринку.

1.2.1. Власне виробництво.

Туреччина.

Серед країн ЦЮАз регіону Туреччина найбільш бідна по запасах корисних копалин. Найпоширенішим енергетичним ресурсом є вугілля, доведені запаси якого на кінець 1998 р. склали 1075 Мт, або 0,1% світових запасів.

З-за складних геологічних умов і поганої якості виробництво нафти скорочується, починаючи з 1990 р., і в 1995 р. знизилося до 3,6 Мт. У зв'язку з виснаженням освоєних родовищ ця тенденція збережеться і в перспективі. Так очікується, що в 2000 р. обсяг видобутку нафти складе всього
1 млн.т.

Аналогічна ситуація склалася і з запасами природного газу. Хоча газовидобувна промисловість і розвивається з 1976 р., зараз вона не грає істотної ролі в ПЕК країни.

Грузія.

Запаси таких корисних копалин, як природний газ, нафту і вугілля в
Грузії вкрай незначні, що й обумовлює обсяги їх видобутку. Так видобуток нафти в 1998 р. склала всього 0,1 млн.т, а вугілля і природного газу
- І того менше (в нафтовому еквіваленті).

Електроенергетика країни слабка й нерозвинена. Так в цілому гідроенергія складає більш, ніж 80% від загального виробництва електроенергії в останні роки, і її частка постійно зростає через порушення паливопостачання теплових електростанцій.

Незважаючи на обмежені нафтові ресурси, Грузія вживає заходів, спрямовані на збільшення внутрішнього виробництва цього виду палива. З цією метою Грузія уклала ряд угод на основі розподілу продукції і організувала ряд спільних підприємств із західними компаніями з розробці родовища на річці Кура (схід Грузії) і на шельфі Чорного моря.

Можливе збільшення обсягів видобутку нафти і газоконденсату до 0,3 млн. т в 2000 р. і до 0,5 млн. т в 2010 р.

Вірменія.

Вірменія не має власних ресурсів палива, хоча має в своєму розпорядженні гідроелектричним і ядерними електричними генеруючі потужності.

Для забезпечення своєї енергетичної безпеки Вірменія початку програму пошуково-розвідувальних робіт з нафти і газу (15 мільйонів доларів), уклавши контракт грецькою компанією DEP-EKY. У програмі мають намір взяти участь і російські компанії.

Зіткнувшись з гострим енергетичною кризою, Вірменія прийняла рішення про відкриття законсервованої з 1989 року у зв'язку з сейсмічної небезпекою Єреванської АЕС. Цей вимушений крок дозволив збільшити вироблення електроенергії в країні на 40% і забезпечити цілодобове енергопостачання споживачів.

Гідроенергетика - по суті єдиний природне джерело енергії для Вірменії. В даний час ГЕС забезпечують приблизно 60-70% вироблення електроенергії країни. На додаток до гідро-і ядерної енергії,
Вірменія має 3 діючих теплових електростанції (ТЕС Єреванська, потужністю 550 мегават; Разданської ТЕС на мазуті і газі - 1110 мегават;
Ванадзорскую ТЕС: 96 мегават). Всі три стації перевищили запроектовані терміни експлуатації, неефективні, вимагають реконструкції і відчувають складнощі з паливопостачання.

Узбекистан.

Узбекистан - єдина колишня радянська республіка, яка зуміла нарощувати видобуток нафти з моменту проголошення незалежності з 2,8 млн.т в 1991 р. до 7,9 млн.т у 1997 р. В результаті в 1995 р. Узбекистан перестав бути чистими імпортером нафти. Тим не менш, не маючи в своєму розпорядженні великими запасами нафти у великих родовищах (81 млн.т доведених запасів нафти на 1.01.98), Узбекистан може розглядати розвиток своєї нафтової промисловості в основному для внутрішнього ринку. Його участь у великих експортних проектах можливе тільки в кооперації з іншими країнами регіону.

Досить імовірно збільшення обсягів видобутку нафти і газоконденсату до 9 млн. т до 2000 р. і до 11 млн. т до 2010 р.

Узбекистан має у своєму розпорядженні двома великими нафтопереробними заводами у Фергані і алти-Аріке, а також новим НПЗ в Бухарі, побудованим вже в складі СНД. Ці потужності дозволяють Узбекистану забезпечити власні потреби в нафтопродуктах і невеликий експорт.

Починаючи з 1991 р. Узбекистан збільшив виробництво природного газу з
41,9 млрд. м3 до 50,4 млрд. м3 в 1997 р., що вивело країну на восьме місце у світі за обсягами видобутку. Узбекистан має у своєму розпорядженні 1875 млрд. м3 доведених запасів природного газу (на 1.01.98). Найбагатший газовий район - Устьурт, 60% якого знаходиться на території Узбекистану.
Основна видобуток газу базується на 12 родовищах, розташованих головним чином на південно-сході країни.

При проведенні Урядом Узбекистану політики, що сприяє притоку інвестицій в ресурсодобивающій сектор економіки, можливе зростання обсягів видобутку природного газу до 51,3 млрд.м3 в 2000 р. і до 55 млрд.м3 в
2010

Узбекистан в 1997 р. здобув близько 3 млн.т кам'яного вугілля, що забезпечує йому 40-е місце за рівнем видобутку вугілля у світі. Однак виробництво не в змозі задовольнити внутрішнє споживання в обсязі
5 млн.т, тому бракує вугілля доводиться імпортувати.

Аналітики прогнозують спад видобутку вугілля до 2,5 млн. т в 2000 р. і до
2,3 млн. т в 2010 р.

Електроенергетика Узбекистану в основному базується на природному газі
- За винятком невеликих ТЕС на вугіллі. Сумарні потужності електростанцій
Узбекистану становлять 11,7 ГВт встановленої електричної потужності генератора. Планується в найближчі роки додатково ввести в експлуатацію 4 ГВт електричних потужностей. Найбільші газові ТЕС -
Сирдар'їнської і Навоійскская, разом становлять приблизно третину всієї встановленої потужності в країні.

Казахстан.

У 1997 р. Казахстан видобув 25,8 млн. т нафти, що є другим результатом з видобутку нафти серед країн СНД після Росії. Kazakhoil, державна нафтова і газова компанія, що забезпечує більше 75% від загальних обсягів видобутку. Казахстан розпочав низку перетворень в нафтовій і газової промисловості для розвитку свого потенціалу.

Майже половина видобутку нафти в Казахстані зосереджено в трьох великих родовищах - Тенгіз, Узень і Карачаганак. Найбільше з них -- родовище Тенгіз, запаси якого оцінюються західними експертами в
0,85 - 1,2 млрд.т нафти.

Керівництво Казахстану оголосило про виявлення великих запасів нафти на родовищі Східний Кашаган у казахському секторі Каспію. За відомостями компанії OKIOC (міжнародний консорціум, що займається розвідкою нафтових родовищ у Казахстані), запаси нафти у відкритому родовищі попередньо оцінюються в 1-6,8 млрд. т [2].

Можливо, Казахстан збільшить обсяги видобутку нафти і газоконденсату до
40 млн. т в 2000 р. і до 75 млн. т в 2010 р.

Казахстан має у своєму розпорядженні доведеними запасами приблизно в 1840 млрд. м3 природного газу (1.01.98). Понад 40% запасів зосереджено в гігантському газовому родовищі Карачаганак (північно-західний Казахстан).

За прогнозами аналітиків обсяги видобутку природного газу складуть 9 млрд.м3 в 2000 р. і 22 млрд.м3 в 2010 р. проти 8,1 млрд.м3 в 1997 р.

Казахстан - великий виробник, споживач і експортер вугілля.
Видобуток цього виду палива зосереджена в Карагандинському і Екібастузського басейнах. Карагандинський басейн (центральний Казахстан), має 13 шахт, в яких видобувається високої якості кам'яне вугілля для коксування.
Екібастузського басейн (північний Казахстан), - третій за розміром вугільний басейн на території колишнього Радянського Союзу, включає три шахти, в яких видобувається в основному вугілля для використання на електростанціях.

Виробництво вугілля в Казахстані впало з 130 млн.т в 1991 р. до 73 млн.т в 1997 р. через падіння попиту на цей вид палива у традиційних споживачів у державах СНД. У 1996 р. були припинені поставки коксівного вугілля для української чорної металургії. Це призвело до закриття шахт і падіння видобутку вугілля більш ніж в 2 рази на Карагандинському вугільному басейні. Одночасно з цим суттєво знизили обсяги закупівель продукції
Екібастузського басейну російські електростанції.

Ймовірно, обсяги видобутку вугілля в 2000 р. залишаться на рівні 1997
(72,6 млн. т) і знизяться до 59,1 млн. т до 2010 р.

Туркменістан.

Туркменістан має у своєму розпорядженні відносно невеликими доведеними запасами нафти (близько 75 млн. т). Після істотного падіння видобутку нафти в початку 90-их років, з 1995 р. в Туркменістані намітився перелом. До 1998 р. обсяги видобутку нафти досягли 5,5 млн.т проти 4,1 млн.т в 1995 р.

Можливо, Туркменістан розробить 6 млн. т нафти і газоконденсату в
2000 р. і 10 млн. т в 2010 р.

Туркменістан має у своєму розпорядженні  великими запасами природного газу в обсязі
2860 млрд. м3. Найбільш великі родовища природного газу країни зосереджені в Амударьінской газової провінції, де знаходиться гігантське газове родовище Давлетабад-Донмез (половина всіх запасів). Великі запаси газу знаходяться в Мургаб (гігантське родовище Яшрал).

Виробництво природного газу різко знизилася в останні роки через неплатежів за постачання газу іноземними та внутрішніми споживачами, а також суперечками з Росією про величину тарифів за транзит. Як наслідок, у
1997 Туркменістаном видобуто всього 17,3 млрд. м3 газу.

Проте, аналітики прогнозують зростання обсягів видобутку природного газу до 36,7 млрд. м3 у 2000 р. і до 75,9 млрд. м3 в 2010 р.

Азербайджан.

В даний час нафтова промисловість Азербайджану знаходиться на порозі нового етапу розвитку. Є реальні можливості значного зростання обсягів видобутку нафти за рахунок освоєння морських родовищ. Так в
1997 р. було видобуто 9,1 млн.т нафти.

Можливе зростання обсягів видобутку нафти і газоконденсату до 14,3 млн. т в
2000 р. і до 45 млн. т в 2010 р.

Ще наприкінці минулого століття в Азербайджані поряд з нафтою видобувався і газ. Уже в 1950 - 60 р.р. видобуток газу в республіці досягала 6 млрд. м3 в рік, а в 1975 р. склав 10 млрд. м3. Це дозволяло промисловим і комунально - побутових об'єктах, а також електростанціям використовувати газ в як основне паливо. Пік видобутку газу в Азербайджані припадає на
1982 рік, коли обсяги видобутку склали 15 млрд. м3.

Досить імовірно, обсяги видобутку природного газу складуть 7,4 млрд. м3 на
2000 р. та 14,8 млрд. м3 в 2010 р.

1.2.2. Споживання.

Туреччина.

За прогнозом експертів «Енергетичного центру чорноморського регіону» попит на енергоресурси зросте з 69,6 Мтут у 1995 р. до 130 Мтут до 2000 р. і до 220 Мтут до 2020 р.

Вугілля займає 32% внутрішнього енергетичного ринку, де його частка в розглянутій перспективі істотно не зміниться. Прогнозовані обсяги споживання вугілля складуть 38,3 Мтут в 2000 р. і 87,8 Мтут в 2010 р.

Частка ж нафти знизиться з 52% у 1995 р. до 36% до 2020 р. Між тим менше, нафта залишиться основним енергоносієм. Попит на рідке паливо досягне 45 Мтут в 2000 р. і 60 Мтут до 2010 р.

Аналітики прогнозують збільшення частки природного газу на внутрішньому енергетичному ринку з 11,3% у 1995 р. до 37% в 2010 р. Споживання газу досягне 26 Мтут в 2000 р. і 40 Мтут в 2010 р.

Грузія.

ПЕК Грузії вкрай нерозвинений. Тривале падіння напруги і переривання електропостачання - звичайна ситуація в країні. Частина регіонів Грузії не отримують енергії взагалі. Становище погіршилося у 1997 р., коли з-за маловодні періоду знизилася виробіток на ГЕС.

За прогнозами аналітиків попит на природний газ підніметься до 2 млрд. м3 до 2000 р. і до 2,5 млрд. м3 до 2010 р. з 0,8 млрд. м3 в 1998 р.

Споживання нафти досягло 0,3 млн. т в 1998 р. і, імовірно, складе
0,5 млн. т в 2000 р. і 2 млн. т в 2010 р.

Вірменія.

Можливе зростання потреби в первинних енергоресурсах з 2 млн. тут в
1997 р. до 4 млн. тут в 2000 р. і до 7 млн. тут в 2010 р. Попит на природний газ в 1997 р. склав 1,3 млрд. м3 і, ймовірно, досягне 1,5 млрд. м3 до 2000 р. і 5 млрд. м3 до 2010 р.

Узбекистан.

Попит на первинні енергоносії в Узбекистані впевнено зростає. Так з 1997 р. до 1998 р. він піднявся на 3,4% з 50,0 млн.т до 51,7 млн. т. Варто відзначити, що в 1998 р. потреба в енергії на 82% задовольнялася за рахунок природного газу і лише на 3,5% за рахунок вугілля.

Попит на природний газ і нафту в 1998 р. склав 47,0 млрд. м3 і 7,0 млн. т відповідно. Споживання вугілля досягла 2,6 млн.т.

Ймовірно, потреба у нафті, природному газі, вугіллі складе 9 млн. т,
49 млрд. м3, 3 млн. т в 2000 р. і 11 млн. т, 54 млрд. м3, 7 млн. т в 2010 р. відповідно.

Казахстан.

Енергоозброєність економіки Казахстану досить висока в порівнянні з сусідніми країнами, членами СНД. Це обумовлено, перш за все, значною часткою важкої індустрії в економіці.

Відмінною рисою ПЕКу Казахстану є висока частка вугілля в структурі енергоспоживання. Так в 1998 р. попит на енергоносії був задоволений за рахунок вугілля на 53,5% (32,7 млн.т) і лише на 29,4% за рахунок нафти (12,6 млн.т). Причому споживання природного газу досягло 7,3 млрд. м3.

Аналітики прогнозують зменшення частки вугілля у структурі енергоспоживання в перспективі. Це обумовлено в першу чергу слабкою конкурентоспроможністю цього виду палива в порівнянні з природним газом.
Ймовірно, попит на вугілля до 2000 р. залишиться на рівні 1997 р. (50 млн. т) і знизиться до 40 млн. т. до 2010 р.

Споживання нафти і природного газу може скласти 12 млн. т і 30,2 млрд. м3 в 2000 р., 16 млн. т і 36,4 млрд. м3 в 2010 р. відповідно.

Туркменістан.

Потреба в енергії Туркменістан повністю задовольняє нафтою і природним газом. Так у 1998 р. частки нафти і природного газу в енергоспоживанні були рівні 29,5% (3,6 млн.т) і 70,5% (12,3 млн. тут) відповідно.

Попит на нафту і природний газ може досягти 6 млн. т і 9 млрд. м3 до
2000 р., 10 млн. т і 12 млрд. м3 до 2010 р. відповідно.

Азербайджан.

Той факт, що Азербайджан є одним з найстаріших нафтогазовидобувних регіонів світу, обумовив формування структури економіки республіки і зіграв вирішальну роль на всіх етапах розвитку народного господарства країни в цілому.

За даними BP попит на енергоносії в 1998 р. був забезпечений на
55,1% (5,9 млн.т) і 43,9% (6,8 млн. тут) за рахунок нафти і природного газу відповідно.

Можливе зростання споживання нафти і природного газу до 8 млн. т і 8,6 млрд. м3 в 2000 р., до 14 млн. т і 12 млрд. м3 в 2010 р. відповідно.

1.2.3. Зовнішні поставки.

Туреччина.

Внаслідок відсутності значимих родовищ вуглеводнів, Туреччина є імпортером нафти з 1973 р. (наростивши обсяг поставок більше, ніж у 3 рази до 38,9 Мтут до 1995 р.) і природного газу з 1987 р. Очевидно, що збільшення попиту на вуглеводні в перспективі доведеться компенсувати лише нарощуванням обсягів імпорту. Так імпорт природного газу та нафти може скласти 26 і 44 Мтут в 2000 р., і 40 і 60 Мтут в 2010 р. відповідно.

Грузія.

Грузія має у своєму розпорядженні незначними запасами природного газу і змушена імпортувати його з Росії та Туркменії.

Грузія розраховує на використання її території для транзиту газу.
Найбільший інтерес для Грузії в даному випадку представляє проект транспорту російського газу через Грузію до Вірменії та Туреччини. Грузинські компанії припускають брати участь в модернізації та розширенні газової мережі на своїй території і забезпечення транзиту.

Нині значення Грузії в міжнародній торгівлі нафтою різко зросла не з-за наявності великих запасів (запаси нафти в Грузії вкрай незначні), а як потенційного центру транзиту каспійської нафти. Так альтернативний маршрут для головного експортного нафтопроводу до турецького порту Джейхан може пройти по території Грузії.

8 березня 1996 президенти Грузії та Азербайджану підписали 30 -- річну угоду про прокачування "ранньої" каспійської нафти за так званим
"західному" маршруту з Азербайджану до грузинського порту Супса.

Компанія Шеврон висловила зацікавленість у транспортуванні нафти з
Казахстану до Батумі в обхід Росії, з перекиданням сировини танкерами по
Каспійського моря до Азербайджану, про що підписала протокол про наміри з грузинською стороною.

Україна також зацікавлена в транспортуванні азербайджанської нафти через Грузію на Україну до Одеси. В даний час здійснюються пробні постачання нафти по цьому маршруту.

Прагнення Грузії стати центром транзиту нафти обумовлені не тільки необхідністю зберігати дружні співвідношення з сусідніми країнами, але також проблемою забезпечення внутрішньої стабільності.

Вірменія.

Вірменія в даний час отримує практично весь природний газ -- приблизно 1,3 млрд. м3 в 1997 році - з Туркменістану. В якості альтернативи туркменського газу з 1998 р. почав діяти 140 км газопровід, що забезпечує постачання іранського газу до Вірменії.

Узбекистан.

Узбекистан в 1997 р. експортував 4,6 млрд. м3 газу в Казахстан,
Киргизстан і Таджикистан. Часта не-оплата цими республіками призвела до тому, що газові поставки в Киргизстан були перервані в листопаді 1998 р. і зменшені знову в лютому 1999 р., постачання в Казахстан також були зупинені в 1998 р..

Узбекистан відчуває певні труднощі щодо збільшення експорту природного газу з кількох причин. По-перше спостерігається зростання споживання газу на внутрішньому ринку, особливо для комунально - побутових потреб. По - друге, відчувається брак в пропускних експортних потужностях газопроводів. Так, великий газопровід Середня Азія - Центр потребує серйозної реконструкції.

Узбекистан підписав меморандум про взаєморозуміння з Туркменістаном,
Афганістаном і Пакистаном про можливості спорудження центрально-азіатського нафтопроводу. Цей проект передбачає подачу центрально-азійської нафти до портів Пакистану. Крім цього, Узбекистан виявляє інтерес до участі в створення нафтопроводу з Казахстану до Китаю.

Казахстан.

Нафта з Тенгіза експортується Каспійський трубопровідний
Консорціумом на світові ринки через Новоросійськ. Трубопровід був введений в експлуатацію в 1999 р., але на повну потужність буде експлуатуватися тільки після 2000 р.

Також розглядаються інші експортні маршрути. У 1997 р., уряду Казахстану та Ірану погодилися відновити обміни нафтою між двома країнами. Згідно з цією угодою, казахська нафта буде доставлятися танкерами з Каспійського моря до нафтопереробних заводів в північному Ірані в обмін на доставку Іраном аналогічних обсягів покупцям на зовнішніх ринках.

У 1999 р. Казахстаном було експортовано 20,8 млн.т сирої нафти.

У 1996 р. були припинені поставки коксівного вугілля для української чорної металургії. Це призвело до закриття шахт і падіння видобутку вугілля більш ніж у 2 рази на Карагандинському вугільному басейні. Одночасно з цим суттєво знизили обсяги закупівель продукції Екібастузського басейну російські електростанції.

Незважаючи на зниження експорту в Росію, вона залишається найбільшим імпортером казахського вугілля, закуповуючи 19 з 25 млн.т кам'яного вугілля, експортованого Казахстаном.

Туркменістан.

Один з основних бар'єрів, що перешкоджають розвитку нафтовидобувної промисловості Туркменістану - брак експортних маршрутів. У цій ситуації намітилася активність західних нафтових компаній з пошуку альтернативних маршрутів доставки туркменської нафти на зовнішні ринки. Так, в березні 1998 р., компанія Monument Oil (Великобританія) уклала угоду з Національної нафтової компанії Ірану (NIOC), щоб доставляти нафту з родовища Бурун в західному Туркменістані до північного кордону
Ірану і заміщати її нафтою, що експортується з Перської затоки.

За допомогою іноземних інвесторів Туркменістан розраховує підвищити рівні видобутку природного газу і його експорт на світові ринки. Однак доступ до експортних маршрутами продовжує бути головною проблемою. В даний час
Туркменістан не має іншого доступу на зовнішні ринки окрім як за допомогою транзиту через територію Росії.

У 1997 р. Туркменістан припинив постачання природного газу в Україну з-за українського боргу в розмірі 1.5 мільярда $ за попередні поставки.

Азербайджан.

Вступив в експлуатацію Північний трубопровід Баку - Самур - Грозний -
Новоросійськ (пропускна здатність до 5 млн.т у рік), йдуть будівельні роботи по західному трубопроводу Баку - Супса на узбережжі Чорного моря в
Грузії (пропускна здатність 6 млн.т на рік).

Слід зазначити, що обидва цих маршруту в основному призначені для втілення в життя програми «ранньої нафти». У перспективі Азербайджан розглядає новий експортний трубопровід Баку - Джейхан (Туреччина) (1944 км) в якості основного для транспорту «пізньої нафти».

На сьогоднішній день через Азербайджан вже здійснюється транспортування нафти з Казахстану. Нафта доставляється танкерами в
Азербайджан на термінал у Дюбянді, а звідти залізничним транспортом відправляється до Грузії. Загальний обсяг казахстанської нафти перевезеної через
Азербайджан на сьогодні склав понад 1,1 млн. т.

Існуюча газотранспортна система Азербайджану тісно пов'язана з газотранспортними системами 4-х держав: Росія, Грузія, Іран, Вірменія.

В даний час розглядається можливість спорудження газопроводу
Туркменістан - Іран - Туреччина, який дозволить забезпечити транзит газу державам СНД до Європи.

2. Розробка моделі.

2.1. Аналіз можливих підходів до вибору методу розв'язання задачі.

Як стверджує в своїй роботі Конопляник [3], існують два підходи до аналізу ринку вуглеводнів країн ЦЮАз регіону. Обидва, безумовно, мають рівне право на існування.

Перший, який домінує сьогодні варіант (назвемо його «політичним»), виходить з примату політичних уподобань беруть участь у процесі формування енергетичного ринку сторін (держав і компаній), і тільки після цього, тобто після цілеспрямованого вибору політичних переваг, в справу вступають економічні оцінки зумовлених політичним вибором сценаріїв освоєння енергоресурсів і маршрутів транспортування добутих вуглеводнів.

Другий варіант (назвемо його «економічним») застосовується істотно рідше. Тут спочатку визначаються порівняльні економічні переваги та/або недоліки того чи іншого сценарію освоєння родовищ корисних копалин, конкурентоспроможність різних маршрутів транспортування вуглеводнів і тільки після цього вибудувана ієрархія економічних переваг корегується, виходячи з існуючих і прогнозованих політичних реалій.

Автор пропонує ще один, третій варіант, який відрізняється від попереднього відсутністю коригування економічної оцінки сценаріїв розвитку енергетичного ринку досліджуваного регіону виходячи з політичних реалій, припускаючи, що вони вже будуть враховані у вихідних даних.

Нижче буде дано більш чітке опис запропонованого варіанту - саме він і реалізується в даній науковій роботі.

Внаслідок того, що перед автором ставиться швидше економічна завдання, ніж політична, розглянуті нижче підходи до вибору методу вирішення завдань в більшості своїй теж будуть економічними.

При найбільш поглибленому дослідженні проблеми слід було б почати рішення задачі з ретроспективного аналізу економічного розвитку країн, і на його основі зробити прогноз темпів їх зростання в перспективі. Кожна країна характеризується таким важливим історично склалися показником як енергоємність економіки (тобто витраченої енергією на 1000 $ ВВП). Роблячи гіпотезу про темпи його зміни, і, знаючи обсяг ВВП, можна грубо оцінити перспективний попит на енергоресурси для кожної країни. Однак, попит можна оцінити більш коректно, взявши до уваги еластичність енергоспоживання за величиною ВВП. Тут оцінка попиту на енергоносії базується вже на двох прогнозах для ВВП і еластичності. Варто відзначити, що обидва підходи припускають подальший розвиток економіки країни без врахування можливих серйозних змін як економіко-політичного устрою, так і світових цін на енергоносії.

Однак, прогноз повного споживання енергії не є інформативним, тобто не містить у собі необхідної нам інформації. Тому, особливий інтерес представляє не сукупний попит на енергоносії, а частка в ньому нафти і природного газу. Для отримання необхідної оцінки потрібно проаналізувати структуру енергетичного ринку кожної країни: споживання енергії за видами палива та секторах економіки.

Не менш важливим є і прогноз обсягів видобутку енергоресурсів країнами досліджуваного регіону. Тут основну роль відіграють, перш за все, коньюктура світових цін на енергоносії, головним чином формує потік інвестицій в ресурсодобивающій сектор економіки, і ступінь виработанності освоєних родовищ. У цьому випадку складання прогнозу не є складним завданням. Дійсно, виходячи зі світових цін на енергоресурси, можна оцінити перспективність різних інвестиційних проектів, і, маючи кількісну інформацію про кожному родовищі і його фазі виработанності, можна отримати уявлення про доведених запасах країни і, зокрема, про їх кратності в перспективі.

Дана робота носить якісний характер, тому доцільно взяти в якості вихідних даних виконані експертами різних країн прогнози як попиту на енергоносії, так і обсяги видобутку корисних копалин, які, втім, грунтуються на більшій кількості вихідних даних, ніж запропоновано вище. Тим не менше,ми залишаємо за собою право коригувати прогноз в залежності від конкретної ситуації, що склалася на енергетичному ринку. Наприклад, через те, що велика частка імпортованого газу витрачається на отримання електроенергії, може виникнути ситуація, коли більш вигідним виявиться будівництво електростанцій безпосередньо на території нетто-експортера природного газу та імпорт вже кінцевого енергоносія.

Таким чином, грунтуючись на прогнозах попиту та пропозиції на внутрішньому енергетичному ринку можна оцінити дефіцит (або профіцит) енергоносіїв у перспективі для кожної країни.

На наступному етапі побудови моделі ставиться завдання проаналізувати потужності трубопроводів, ресурсоперерабативающіх заводів, терміналів в портах; як існуючих, так і знаходяться на стадії будівництва. Це дає нам можливість оцінити адекватність формується інфраструктури вимогам країн у перспективі. Потім за найбільш поглиблену дослідженні проблеми необхідно було б оцінити всі можливі маршрути потоків вуглеводнів для даного тимчасового періоду на предмет їх конкурентоспроможності. Проте з метою спрощення завдання можна відмовитися від пошуку нових маршрутів і при аналізі потенційних варіантів формування енергетичного ринку скористатися даними про маршрути, що знаходяться на стадії розробки. Для оцінки конкурентоспроможності тих або інших проектів постачання вуглеводнів від нетто-експортерів країнам-імпортерам простіше всього вирішити транспортну задачу.

Безумовно, при побудові моделі не можна не взяти до уваги політичний аспект. Очевидно, не знайдеться інвестор, який погодився вкласти гроші в трубопровід, що перетинає кордон ворогуючих держав, без урядових гарантій відшкодування збитку в силу форс-мажорних обставин, - навіть якщо взаємини між країнами і налагодяться, завжди існуватиме ймовірність здійснення терористичного акту з будь-якого боку. Таким чином, необхідно врахувати такі чинники, як економічна і політична стабільність, мирні відносини сусідніх держав протягом тривалого періоду часу.

Однак, можна побічно врахувати політичні реалії, прийнявши, що в вихідні дані вже внесені відповідні (адекватні даній науковій роботі) корективи. Дійсно, політичний аспект відіграє важливу роль лише при ухваленні рішення про будівництво того чи іншого трубопроводу.
Тому, будемо вважати, що сама примітивна політика, на яку автор і звертає увагу, вже врахована в даних про перебувають на стадії розробки маршрутах транспортування вуглеводнів.

2. Побудова моделі.

Перед тим, як приступити до побудови моделі зробимо декілька припущень:

1. В рамках даної наукової роботи доцільно звести вихідну завдання прогнозування потоків енергоносіїв у перспективі до транспортної.

2. У силу того, що виступають у якості вихідних даних прогнози, підготовлені експертами різних країн, що вже враховують множ