КАСПИЙСКИЙ ГАЗ: ПОТЕНЦИАЛЬНЫЕ РЫНКИ СБЫТА

Талех ЗИЯДОВ


Талех Зиядов, аспирант Центра по изучению Евразии, России и Восточной Европы Дипломатической школы им Эдмунда А. Уолша при Джорджтаунском университете (Вашингтон, США)


Природные ресурсы Каспийского региона уже давно стали темой горячих дискуссий. Некоторые рассматривают эту территорию в качестве альтернативы Ближнему Востоку, другие же предпочитают вообще не замечать ее. Следует подчеркнуть, что объем доказанных запасов нефти в регионе намного меньше, чем на Ближнем Востоке. Тем не менее важность бассейна Каспийского моря, как еще одного источника нефти и газа, и его стратегическое положение делают регион крайне необходимым для Запада.

Поскольку прикаспийские страны открыли двери зарубежным инвесторам, последние не замедлили вложить основную долю своего капитала в нефтяной сектор, в то время как газовой сферой по большей части пока еще вплотную никто не занялся. И это при том, что у Каспийского газа гораздо больше преимуществ, нежели у тамошней нефти. По оценкам Энергетической информационной администрации США (EIA), доказанные запасы газа в Азербайджане, Казахстане, Узбекистане и Туркменистане сопоставимы с запасами Саудовской Аравии, занимающей четвертое место в мире по его доказанным источникам, и составляют 232 трлн куб. футов (1 фут = 30,480 см). Сегодня эти четыре государства в совокупности добывают примерно 4,5 трлн куб. футов голубого топлива, а к 2010 году, как ожидают, достигнут уровня добычи 8,7 трлн куб. футов, то есть приблизительно 8% всего предполагаемого его мирового потребления в 2010 году.

По прогнозам последнего ежегодного отчета Международного энергетического агентства (IEA), в ближайшие 20 лет потребление газа будет увеличиваться, особенно в районах производства электроэнергии. Спрос на энергоресурсы повысится больше всего в азиатских странах с интенсивно развивающейся экономикой (в Китае и Индии). Решающим фактором в определении энергетической политики этих стран по отношению к Каспийскому бассейну станет их географическая близость к данному региону. Сегодня Китай, Индия и Япония рассматривают несколько вариантов получения энергоресурсов из государств Ближнего Востока и прикаспийских стран, причем за приобретение доли в разработке и добыче нефти и газа Каспия весьма активно борются как китайские, так и японские компании.

На западном побережье Каспийского моря потенциальным центром поставки газа на турецкий и южно-европейский рынки считается Азербайджан. Он уже добился успехов в переговорах по реализации двух крупных проектов, предусматривающих прокладку двух трубопроводов (одного — для перекачки нефти, другого — для транзита газа) в Турцию, которая, со своей стороны, надеется стать транзитным коридором для прокачки голубого топлива в Европу. Анкара уже подписала несколько соглашений с Афинами о продаже Греции, а также о транзите через эту страну далее в Европу природного газа. Наряду с азербайджанским газом Турция планирует импортировать газ из Туркменистана по так называемому "Транскаспийскому трубопроводу".

Как ожидают, в ближайшие 20 лет спрос на голубое топливо в мире удвоится. И хотя, как мы уже отмечали, природный газ Каспия еще не вышел на мировые рынки, он может стать альтернативным энергоресурсом для ряда стран Европы, а также Китая, Японии, Турции, Пакистана, Индии, которые стремятся диверсифицировать источники поступления энергоресурсов. Однако для успешного решения этой проблемы необходимо строительство весьма протяженных трубопроводов, что связано с привлечением огромных капиталов, главным образом зарубежных инвестиций. А новые независимые страны Кавказа и Центральной Азии экономически слабы, и для них практически нереально в ближайшее время вложить миллиарды долларов в энергетический сектор. Таким образом, основной приоритет для правительств этих государств — создать функционирующие рынки при стабильной политической обстановке, способствующей притоку зарубежных капиталов.

Цель предлагаемой статьи — проанализировать потенциал каспийского голубого топлива и рассмотреть возможные рынки его сбыта. Основное внимание мы уделим ситуации в странах-поставщиках — Азербайджане, Казахстане, Туркменистане, а также положению дел в странах-потребителях — на восточных, южных (Китай, Индия, Пакистан) и западных (Турция, Греция) рынках. В частности, рассмотрим такие вопросы, как увеличение спроса на природный газ, прокладка трубопроводов протяженностью в тысячи километров, привлечение зарубежных инвестиций.

Восточные рынки: Китай

Китай, быстрыми темпами развивающий свою экономику, становится самым перспективным рынком для экспорта газа с восточного побережья Каспийского моря. В продаже газа Поднебесной заинтересованы Туркменистан и Казахстан. Эти два государства обладают самыми большими запасами каспийского голубого топлива. С учетом его доказанных и возможных залежей Ашхабад занимает пятое место в мире (229,9 трлн куб. футов), Астана стоит на 15-м (153,3 трлн куб. футов)1. Сегодня Казахстан добывает примерно 14 млрд куб. м газа, часть которого потребляется на внутреннем рынке, а часть идет в Россию. К 2010 году, как ожидают, ежегодная добыча в республике достигнет 60 млрд куб. м, а в Туркменистане — 120 млрд куб. м2. В 2003-м году добыча газа в Туркменистане составила 59,09 млрд куб. м3.

Несмотря на то что собственные запасы Китая, по оценкам, не так малы и составляют 53 трлн куб. м4, ожидают, что газ станет весьма востребованным топливом. Сегодня первое место (70%) в объеме потребляемых в стране энергоресурсов занимает уголь, за ним идет нефть (примерно 20%). Газ в КНР используют главным образом в промышленности (82% всего объема потребляемого в этой сфере топлива)5. В целом же ныне ежегодная доля газа в потреблении энергоресурсов в Поднебесной составляет примерно 3%, при среднемировом потреблении, равном 24%, а по Азии средний показатель — 8,8%6. Хотя в сфере потребления голубого топлива Китай на сегодняшний день страна самодостаточная, ожидается, что к концу 2005 года спрос на него превысит предложение. В долгосрочной перспективе увеличится доля газа и в экономике, по официальным данным, его потребление к 2020 году повысится примерно до 8—10% всех затрат энергоресурсов7. По прогнозам, за этот же период спрос на газ будет расти в среднем на 11,7% в год8. При этом собственная добыча составит 60—130 млрд куб. м, а объем импорта, включая сжиженный природный газ (СПГ), будет варьироваться от 25 до 50 млрд куб. м в год9.

Правительство КНР понимает растущее значение природного газа и уделяет пристальное внимание улучшению соответствующей инфраструктуры, в том числе и распределительных сетей. Примером тому может служить ведущееся в настоящее время строительство трубопровода "Запад — Восток", протяженностью 3 900 км. Эта магистраль будет ежегодно (в течение 30 лет) перекачивать 12 млрд куб. м газа из Таримского бассейна, расположенного в Синьцзяне, в Шанхай и свяжет менее развитые в экономическом отношении западные провинции с центральной трубопроводной системой страны. Данное месторождение второе по величине, его запасы, по оценкам на 2001 год, составляют 527 млрд куб. м10.

Что же касается каспийского бассейна, то трубопровод "Запад — Восток" станет еще одной трассой, которая потенциально сможет связать маршруты газопроводов Центральной Азии, Китая и Японии. В этой сфере подготовлены еще два проекта, рассчитанных на долгосрочную перспективу. Один из них предусматривает прокладку труб из Туркменистана в КНР. Первоначальное соглашение, предусматривающее строительство данной магистрали длиной 6 700 км (по территории Узбекистана и Казахстана) было подписано еще в 1994 году. Ашхабад, Пекин и Токио подготовили совместное технико-экономическое обоснование, согласно которому предполагаемая стоимость трубопровода составила 12 млрд долл., пропускная способность — от 10 до 20 млрд куб. м газа в год11. И хотя Китай обязался продвинуть этот проект, отсутствие инвестиций, политические риски, не самые лучшие отношения КНР с соседними странами привели к тому, что его реализацию отложили на неопределенное время.

Второй возможный проект — прокладка газопровода из Казахстана в Китай. Поднебесная уже давно считает Казахстан потенциальным поставщиком нефти, вместе с тем обсуждается несколько вариантов строительства газовой магистрали. Один из них, предложенный в 2000 году Азиатско-Тихоокеанским центром исследований энергетики, — трасса, пропускная способность которой составит 32 млрд куб. м газа в год12. У нее есть несколько преимуществ: на пути к Китаю она не будет пересекать территорию третьих стран, а также позволит Астане диверсифицировать продажу газа. Однако в настоящее время Пекин приостановил разработку проектов импорта нефти и газа из Казахстана, поскольку активно прорабатывает возможность поставок российских углеводородов с Дальнего Востока и Сибири. Поэтому судьба газовой магистрали из Казахстана в Китай будет зависеть от того, насколько успешно пройдут российско-китайские переговоры и будет ли достаточно инвестиций для того, чтобы построить газопровод такой протяженности.

Несмотря на то что для строительства тысячекилометровых трубопроводов потребуются огромные инвестиции и довольно продолжительное время, Китай, кажется, готов к реализации этих проектов в долгосрочной перспективе. Однако еще рано говорить о том, будут ли эти замыслы когда-нибудь реализованы. Строительство данных магистралей зависит от ряда факторов: темпов развития экономики Поднебесной и доли газа в ней; политической ситуации в странах Центральной Азии; обязательств, взятых правительством КНР и руководителями государств региона; но самое главное — от того, пойдут ли западные инвесторы на многомиллиардные капиталовложения.

Южные рынки: Пакистан, Индия

Многообещающими, но, с другой стороны, вызывающими массу споров стали южные рынки.

В продаже газа своим южным соседям, в том числе Ирану, Индии, Пакистану, весьма заинтересован Туркменистан. В 1995 году Ашхабад подписал с Тегераном соглашение, по которому в течение 25 лет он будет ежегодно поставлять ИРИ 8 млрд куб. м газа13. С 1997 года Туркменистан поставляет его в эту страну по трубопроводу Корпедже – Курт-Куи (см. карту 1).

Карта 1

Источник: "Би-би-си".

Что касается Пакистана и Индии, то крупным и весьма перспективным в этом направлении может стать проект Трансафганского газопровода (ТАТ). Однако дальше подготовки его технико-экономического обоснования (ТЭО) дело пока не пошло. Сама же идея строительства трубопровода через территорию Афганистана впервые возникла в середине 1990-х годов, когда президент Туркменистана Сапармурад Ниязов и тогдашний премьер-министр Пакистана Беназир Бхутто подписали "базовое" соглашение14. В 1997-м было заключено еще одно соглашение (трехстороннее) между Туркменистаном, Пакистаном и двумя энергетическими компаниями — американской "Юникол" и саудовской "Дельта ойл". Оно предусматривало строительство магистрали пропускной способностью 20 млрд куб. м в год и предполагаемой стоимостью 2 млрд долл. (2,7 млрд долл. в случае ее продления до Индии). Начало строительства было намечено на 1998 год. Но гражданская война в Афганистане и негативная реакция на нее со стороны США вынудили "Юникол" выйти из проекта. Тем не менее стороны подготовили соответствующее ТЭО и даже предложили Индии участвовать в проекте15. Ожидается, что еще до конца 2004 года Азиатский банк развития (АБР) подготовит свое технико-экономическое обоснование рассматриваемого проекта. Кроме АБР переговоры с Пакистаном о строительстве Трансафганского трубопровода ведет российский "Газпром" — крупнейшая в мире газодобывающая компания16.

После свержения в Афганистане режима талибов лидеры Афганистана, Пакистана, Туркменистана подписали (в декабре 2002 г.) еще один документ, подтверждающий маршрут Трансафганской магистрали, — рамочное соглашение, предусматривавшее прокачку 30 млрд куб. м газа в год по трассе протяженностью 1 500 км. Она должна была идти из Туркменистана в пакистанский порт Гвадар через Афганистан. Оценочная стоимость равнялась 3 млрд долл17. И хотя это соглашение реанимировало идею о Трансафганском трубопроводе, оно не включило Индию, но ведь лишь при ее участии можно говорить о рентабельности данного проекта. Разумеется, подключение Дели к проекту ускорило бы его реализацию. К тому же за последние годы у Индии вновь возник интерес к импорту голубого топлива по трубопроводам, и она начала поиск альтернативных поставщиков. По оценкам, в 2005 году потребление природного газа в стране достигнет 1,2 трлн, а в 2010-м — 1,6 трлн куб. футов18. Однако Индия не очень охотно соглашается на участие в эксплуатации Трансафганской трассы. Это обусловлено тремя причинами: 1) нежеланием перевозить газ танкерами через территорию "соседа-врага" — Пакистана, так как Исламабад может использовать этот факт в своих интересах; 2) Дели быстрыми темпами развивает свою, необходимую ей газовую индустрию, которая при возросшем спросе будет использована в первую очередь; 3) наличием ряда альтернативных вариантов, из которых можно выбрать наиболее для себя благоприятный19. Кроме того, Индия серьезно рассматривает вопрос об использовании сжиженного природного газа, что для нее гораздо выгоднее, нежели строить тысячекилометровый газопровод.

В связи с тем что позиция Индии в отношении Трансафганской магистрали неясна, а потребление газа в самом Афганистане слишком невелико, Пакистан остается единственным рынком для этого проекта. В Пакистане добывают примерно 25 трлн куб. футов (710 млрд куб. м) газа. По данным Министерства нефти и газа страны, ощущается значительное увеличение спроса на него — ожидают, что к 2006 году потребность достигнет 1,6 трлн куб. футов20. Однако спрос все же будет недостаточен для того, чтобы "поглотить" 20—30 млрд куб. м голубого топлива, которое (согласно плану) должно перекачиваться по ТАТ. К тому же потенциальное "развитие газовой сферы в самом Пакистане приведет к уменьшению спроса в стране на туркменский газ"21.

Но все-таки основная проблема — долгосрочный контракт Туркменистана с Россией. Реализации трансафганского проекта может помешать нынешнее доминирование Москвы в будущем экспорте газа и в определении маршрутов его доставки. В последние годы Ашхабад и Астана уделяют большое внимание северным трассам, соединяющим их трубопроводы с российской газопроводной сетью. Так, в 2003 году Туркменистан заключил соглашение (сроком на 25 лет) на поставку своего газа в Россию, а на Казахстан оказывается определенное давление с целью подписания аналогичного контракта. Эти долгосрочные договоры могут помешать потенциальным странам-поставщикам закачивать в ТАТ газ в объемах, необходимых для эффективной работы трубопровода.

По некоторым оценкам, к 2010 году спрос на туркменский газ составит примерно 183 млрд куб. м, а сегодня страна фактически добывает 120 млрд куб. м. В республике сосредоточены огромные запасы голубого топлива, но именно "оговоренные объемы, а также отношения с Россией и Украиной в газовой сфере будут определять возможность Ашхабада выполнить свои обязательства по экспорту газа при нынешнем уровне его добычи. В этом плане главным показателем станет развитие инфраструктуры для экспорта газа на север"22. В 2004 году Туркменистан подписал четыре контракта по его продаже. В частности, фирма "Нефтегаз Украины" получит 36 млрд куб. м газа, российская "Итера" — 10 млрд куб. м, российский "Газпром" — 5 млрд куб. м, Иранская национальная газовая компания — 7 млрд куб. м. В 2003 году экспорт туркменского газа увеличился на 10%, достигнув 43,4 млрд куб. м23. Если же исходить из того, что в долгосрочной перспективе Ашхабад планирует закачивать часть своего газа в Транскаспийский трубопровод, то перспективы Трансафганской магистрали кажутся совсем туманными.

Вместе с тем наряду с экономическими причинами существуют и политические проблемы, которые осложняют и отодвигают строительство ТАТ. Главные препятствия — нестабильная ситуация в Афганистане и несовпадающие интересы региональных держав. Например, "Газпром" стремится к тому, чтобы Ашхабад и Астана экспортировали голубое топливо по ныне действующей российской газовой сети. К тому же этот российский монополист активно поддерживает строительство ирано-индийского трубопровода — соперника ТАТ. Кроме того, соседний Узбекистан, который может участвовать в последнем проекте, закачивая в Трансафганскую магистраль определенное количество своего газа, не в очень хороших отношениях с Туркменистаном.

Таким образом, перспективы ТАТ остаются неясными, несмотря на позитивное развитие в этом направлении в последние годы. В соглашениях, подписанных заинтересованными сторонами, не определены ни объемы продаж, ни объемы закупок, а строительство трассы будет тормозиться политическими и экономическими проблемами (даже в долгосрочной перспективе). До тех пор, пока не решатся такие вопросы, как участие в проекте Индии, увеличение добычи газа в Туркменистане, международная поддержка ТАТ, возможности прокачки каспийского газа по рассматриваемой трассе в Пакистан и Индию, как мы уже отмечали, весьма туманны. Кроме того, чтобы обеспечить ТАТ финансированием, к проекту магистрали необходимо привлечь международные компании. В результате всех этих трудностей Казахстан и Туркменистан более склонны к тому, чтобы экспортировать свой газ на западные рынки, то есть по западным маршрутам — через Иран, Россию или же используя в дальнейшем Транскаспийский трубопровод.

Западные рынки: Турция, Греция

В будущем в число основных потребителей и стран-транзитеров каспийского газа смогут также войти Турция и Греция. В ближайшие годы, возможно, Азербайджан и Иран будут экспортировать газ в Турцию и далее — в Южную Европу. Однако не исключено, что в долгосрочной перспективе появится несколько новых проектов, включая прокачку туркменского газа по уже упомянутому Транскаспийскому трубопроводу, а казахстанского — по черноморской трассе "Голубой поток". Часть газа может идти для внутреннего потребления Турции, а остаток продаваться в Грецию и другие европейские страны (см. карты 2 и 3).

Карта 2

Карта 3

* МЕГ: Магриб — Европейский газопровод.

Источник: Clingendael International Energy Program [http://www.clingendael.nl/ciep/pdf/8%20Natural%20gas.pdf].

Основной источник газа в Азербайджане — месторождение "Шах-Дениз", расположенное в западной части Каспийского моря. Соглашение о разделе продукции (СРП) между Азербайджаном и международными энергетическими компаниями подписано еще в 1996 году, однако огромные запасы "Шах-Дениза" были подтверждены лишь в 1999-м. По оценкам, они составляют 600 млрд куб. м (25—39 трлн куб. футов)24 и примерно 101 млн т газового конденсата, но, по прогнозам, могут увеличиться до 1 трлн куб. м газа и 400 млн т конденсата25.

В 2001 году Анкара и Баку подписали соглашение, по которому Турция обязалась ежегодно закупать 6,6 млрд куб. м азербайджанского газа. Кроме того, обе стороны подтвердили маршрут его доставки в Турцию и на европейские рынки. Наряду с нефтепроводом Баку — Тбилиси — Джейхан, они решили проложить еще одну магистраль Баку — Тбилиси — Эрзерум (БТЭ), известную как Южно-Кавказский газопровод. Ее протяженность составляет 680 км, пропускная способность — 233 млрд куб. м. Данная трасса — первый шаг в создании каспийско-европейской газовой сети26.

На ранних этапах эксплуатации трубопровода основным потребителем газа станет Турция. В 2000 году спрос на него в этой стране составлял 14,8 млрд куб. м, из которых 64% (9,3 млрд куб. м) пошло на производство электроэнергии. К 2010-му, как ожидается, спрос на голубое топливо увеличится в три раза, к 2020-му, по оценкам национальной газовой компании "Боташ", он составит 42 977 млн куб. м, а общее количество импорта дойдет до 40 791 млн куб. м27. По данным Международного энергетического агентства, доля природного газа в общем потреблении энергоресурсов страны в 2020 году повысится примерно до 150 млн тнэ (в 2000-м этот показатель был равен 25 млн тнэ)28.

Чтобы обеспечить эти поставки, Турция подписала несколько соглашений по закупкам, включая договор с Туркменистаном на поставку 10 млрд куб. м в год и с Азербайджаном— на 6,6 млрд куб. м в год29. К реализации соглашения с Ашхабадом, предусматривающего прокладку Транскаспийского трубопровода через Каспийское море, а далее — через территорию Азербайджана и Грузии, еще не приступили. Магистраль БТЭ строится и должна войти в действие в 2006 году30. Ее присоединят к турецкой газовой сети, затем — к соответствующей системе Греции.

Запасы природного газа Греции очень невелики (примерно, 18 млрд куб. футов), большая часть потребностей страны удовлетворяется за счет импорта из России и Алжира. Как и в Турции, спрос на газ здесь повышается с исключительной быстротой, увеличившись с 1 млрд куб. футов в 1996 году до 76 млрд куб. футов в 2001-м31. Для удовлетворения растущего спроса Греция подписала несколько соглашений — с Азербайджаном, Ираном, Италией, Турцией, что позволяет ускорить процесс соединения газовых сетей этих стран.

28 марта 2002 года Греческая государственная газовая компания "Депа" и Турецкая фирма "Боташ" подписали Меморандум о сотрудничестве, который стал основой последующих договоров между этими странами. Меморандум предусматривал строительство 285-километрового газопровода из Турции в Грецию. В итоге, Анкара получила возможность продавать около 500 млн куб. м каспийского (азербайджанского) и иранского газа новым потребителям в Европе, в частности на Балканах32. Заключительное соглашение о строительстве трубопровода стоимостью 300 млн долл. Афины и Анкара подписали в феврале 2003 года. По плану, эта магистраль должна вступить в строй в 2005 году, ее мощность составит примерно 17,7 млрд куб. футов газа в год33.

С экономической точки зрения газ, который пойдет по трубопроводу, связывающему Турцию и европейские рынки, будет более выгоден, нежели российский34 (см. карты 2 и 3). Например, перекачка каспийского голубого топлива на европейские рынки, где, как ожидается, спрос на природный газ увеличится, окажется весьма выгодной для южно-европейских стран, которые в ближайшее 10 лет намерены диверсифицировать свои энергопоставки35. А потенциальные трубопроводы — один из Казахстана в Турцию, подключенный к черноморскому трубопроводу, другой — из Туркменистана в Турцию через Каспий — помогут Европейскому союзу ускорить этот процесс.

Заключение

Следует отметить, что каспийский газ, не имеющий пока выхода на мировые рынки, в будущем может стать одним из важнейших источников энергоресурсов для таких стран, как Китай, Пакистан, Индия, Турция, Греция. Конечно, чтобы реализовать упомянутые выше проекты, необходимо проложить трубопроводы, общая протяженность которых составит тысячи километров, и привлечь огромные капиталовложения, главным образом зарубежные инвестиции. Однако перспективы завоевания западных рынков самые радужные. Магистрали из Азербайджана, а в будущем также из Казахстана и Туркменистана могут стать существенным подспорьем для прокачки газа в Турцию, Грецию и в другие страны Юго-Восточной Европы. Строящийся трубопровод Баку — Тбилиси — Эрзерум планируется сдать в эксплуатацию в 2006 году. Он будет первым проектом по соединению турецкой газовой сети с Каспийским регионом, причем экономическая эффективность этой системы в конечном счете повысится при подключении к ней Туркменистана (через Транскаспийский газопровод).

С другой стороны, решается ряд вопросов по транспортировке каспийского газа в Китай. Для прокладки тысячекилометровых трубопроводов потребуются большие капитальные затраты, а также участие нескольких стран и международных инвесторов. Несмотря на то что Пекин понимает огромное значение каспийского газа, сегодня он уделяет больше внимания созданию в стране соответствующей инфраструктуры, стремится получить российские нефть и газ через свои северные провинции. Тем не менее проект газопровода "Запад — Восток", который сегодня разрабатывает КНР, позволит создать дополнительную газовую сеть, что поможет в будущем связать газовые маршруты республик Центральной Азии, Китая и Японии.

Как и в случае с восточными трубопроводами в Поднебесную, судьба южных проектов далеко не однозначна. Реализация Трансафганского трубопровода дальше подписания соглашения не пошла и на сегодняшний день просто застопорилась. Нежелание Индии участвовать в любом газопроводном проекте, который предусматривал бы строительство трубопровода через Пакистан, — одно из главных препятствий прокладки ТАТ, поскольку газовые потребности лишь одного Исламабада не позволят сделать такую магистраль рентабельной. Однако главным тормозом стали долгосрочные обязательства стран Центральной Азии перед другими покупателями природного газа — Россией и Украиной. Например, Ашхабад связал себя соглашениями поставлять больше газа, нежели он планировал добывать в 2010 году. Но если (даже исходя из долгосрочной перспективы) Туркменистан не сможет привлечь зарубежных инвесторов и быстрыми темпами развивать свою газовую индустрию, то он не сумеет выполнить все свои обязательства по поставкам, в результате чего и строительство Трансафганской магистрали будет в очередной раз отложено на неопределенное время.

Тем не менее потенциально прикаспийские страны способны стать весьма крупными экспортерами газа. Но для этого потребуются значительные иностранные инвестиции, в регионе необходимо создать политически стабильную ситуацию и до минимума сократить вероятность экономических рисков. Эти государства должны также решить свои разногласия, укреплять сотрудничество в рамках межгосударственных проектов. Это касается трех ключевых республик региона, которые оказались на перекрестке потенциальных маршрутов трубопроводов в Китай, — Туркменистана, Узбекистана и Казахстана. К тому же в сфере перекачки газа на турецкие рынки и далее в Европу Астана и Ашхабад должны работать совместно с международными компаниями, диверсифицируя экспортные маршруты, которые сегодня находятся в руках Москвы. А в долгосрочной перспективе нормализация отношений между Пакистаном и Индией поможет приступить к практически до сих пор не начатому строительству Трансафганского газопровода.


1 См.: Energy Information Administration (EIA). Caspian Sea Region: Key Oil and Gas Statistics, August 2003 [http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/caspian.html]. к тексту
2 См.: Sarsenova D. Kazakhstan a Player in Eurasian Gas Cooperation // The Times of Central Asia, 1 April 2004. к тексту
3 Turkmenistan Gas Production up 4% in Q1 // Interfax, 7 April 2004. к тексту
4 См.: EIA: Country Analysis Brief: China, June 2003 [http://www.eia.doe.gov]. к тексту
5 См.: Natural Gas Pipeline Development in Northeast Asia // Asia Pacific Energy Research Center (APERC), April 2000. P. 11 [http://www.ieej.or.jp/aperc/final/ne.pdf]. к тексту
6 См.: Cole Bernard D. Oil for the Lamps of China — Beijing’s 21st Century Search for Energy. В кн.: McNair Papers 67 — the Institute for National Strategic Studies, National Defense University. Washington, DC, October 2003, Chapter 4 [http://www.ndu.edu/inss/mcnair/mcnair.html]. к тексту
7 Ibid. P. 27. к тексту
8 См.: Choo J. The Geopolitics of Central Asian Energy. В кн.: Limiting Institutions? The Challenge of Eurasian security governance // Ed. by James Sperling, Sean Kay, S. Victor Papacosma. Manchester and New York: Manchester University Press, 2003. P. 113. к тексту
9 Существует несколько оценок потенциальной добычи газа в Китае. Шкала, приведенная нами, составлена с использованием таблицы 9 отчета APERC за 2000 год (см.: Natural Gas Pipeline Development in Northeast Asia // Asia Pacific Energy Research Center (APERC). P. 15, note 5). к тексту
10 См.: Developing China's Gas Market — The Energy Policy Challenges // International Energy Agency, 2002, Chapter 7. See also: EIA: Country Analysis Brief: China, note 4. к тексту
11 Ibid. P. 226. к тексту
12 Ibidem. к тексту
13 Turkmen Oil and Natural Gas: The Viability of Delivering Prosperity to Global Markets // The TED Case Studies. An Online Journal, American University, Case No. 385 [http://www.american.edu/projects/mandala/TED/turkmen.htm]. к тексту
14 См.: Vatansever A. Prospects for Building the Trans-Afghan Pipeline and its Implications. The Pacific Northwest National Laboratory, PNNL-14555, 31 August 2003. Также см.: [http://www.pnl.gov/aisu/pubs/tapvatan.pdf]. к тексту
15 Ibid. P. 5. к тексту
16 См.: Gazprom In Talks Over $3 Billion Afghani Pipeline // Pravda.Ru, 29 May 2002. к тексту
17 См.: Trans-Afghan Gas Pipeline a Pipe Dream? // The Hindu, 30 December 2002. к тексту
18 EIA: Country Analysis Brief: India, May 2003. к тексту
19 См.: Vatansever A.. Op. cit. P. 17. к тексту
20 EIA: Country Analysis Brief: Pakistan, May 2003. к тексту
21 Vatansever A. Op. cit. P. 15. к тексту
22 Ibid. P. 9. к тексту
23 Interfax, 7 April 2004. к тексту
24 EIA: Azerbaijan: Production Sharing Agreements, June 2002. к тексту
25 Shah-Deniz Consortium, GIOC Sign Gas Export Deals // Interfax, 31 October 2003. к тексту
26 EIA: Country Analysis Brief: Azerbaijan, June 2003. к тексту
27 См.: Natural Gas Supply and Demand Scenarios from BOTAS (Petroleum Pipeline Corporation) [http://www.botas.gov.tr/]. к тексту
28 См.: IEA: Energy Policies of the IEA Countries: Turkey 2001 Review, 2001. Figure 4: Total Final Consumption by Source from 1973 to 2020. P. 26. к тексту
29 IEA: Flexibility in Natural Gas Supply and Demand, 2002. к тексту
30 EIA: Country Analysis Brief: Turkey, May 2003. к тексту
31 EIA: Country Analysis Brief: Greece, July 2003. к тексту
32 [http://www.depa.gr/] к тексту
33 EIA: Greece. к тексту
34 Данные, которые 30 октября 2003 года обнародовал в своей речи "Турецкий энергетический мост между Востоком и Западом" председатель и генеральный директор компании "Боташ" Мехмет Такиюддин Бильгич, показывают, что стоимость природного газа, транспортируемого через Турцию (в долл. за мм/БТЕ), будет составлять, примерно, 2—2,17 долл. (ср. с российским газом — более 2,5 долл.) [http://www.botas.gov.tr/eng/presentations.html]. к тексту
35 См.: Transport and Energy Infrastructure in South East Europe // European Commission’s Strategy Paper for Transport and Energy Infrastructure, Brussels, 15 October 2001 [http://europa.eu.int/comm/ten/infrastructure/doc/tren_se_en.pdf]. к тексту

SCImago Journal & Country Rank
build_links(); ?>
Реклама UP - ВВЕРХ E-MAIL