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.

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 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.

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.