Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии icon

Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии



НазваниеАнализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии
Дата конвертации26.07.2012
Размер278,24 Kb.
ТипРеферат
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии


МОСКОВСКИЙ ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ФИЗИКО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (Государственный Университет). __________________________________________________ Грязнов А.А. Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии. Специализация: «Развитие энергетики и охрана окружающей среды».Заведующий специализацией,член-корреспондент РАН А.А. МакаровНаучный руководитель, к.т.н. В.Л. ЛихачёвРецензент. Москва 2000 г.[pic] План.1. Введение. 1. Анализ изменения структуры мирового рынка углеводородов (нефти и газа), и место Центрально-Южноазиатского (ЦЮАз) региона на этом рынке. 2. Анализ существующих прогнозов развития рынка. 1. Собственное производство. 2. Потребление. 3. Внешние поставки.2. Разработка модели. 1. Анализ возможных подходов к выбору метода решения задачи. 2. Построение модели. 3. Результаты и их анализ.3. Литература. 1.1. Анализ изменения структуры мирового рынка углеводородов, и местоЦентрально-Южноазиатского (ЦЮАз) региона на этом рынке. Мировой спрос на первичные энергоносители увеличился с 1993 г. к 2000г. на 17 % (с 11470 до 13400 млн. тут). По прогнозам аналитиков этатенденция сохранится и в дальнейшем – с 1993 г. к 2050 г. потреблениеуглеводородов возрастёт более чем в 2 раза. На долю углеводородов приходится свыше 62 % добываемых первичныхэнергоносителей – рассмотрим значение нефти и газа для мировой энергетикиболее подробно. Важную роль в мировом топливно-энергетическом балансе играет природныйгаз. Занимая всего 5 % в извлекаемых прогнозных ресурсах органическоготоплива планеты, он благодаря своим высоким качественным характеристикамуже даёт 21 % производимых в мире первичных энергетических ресурсов исогласно различным прогнозам его доля возрастёт в ближайшее десятилетие до24-26 %. Наряду с природным газом ожидается рост потребности в нефти. Согласнопрогнозам IEавозможно увеличение мирового потребления нефти с 4645 млн.тут в 1993 г. на 43 % (до 6650 млн. тут) к 2010 г, при этом доля нефти намировом рынке первичных энергетических ресурсов снизится с 40,5 % до 39,7%. Таблица 1.1.1. Мировое производство первичных энергетических ресурсов, млн. тут. / %.|Энергоносители. |1993г. |2000г. |2010г. |2050г. ||Производство-всего |11470/100 |13400/100 |16745/100 |25900/100 ||В том числе: | | | | || Нефть |4645/40,5 |5370/40,4 |6650/39,7 |7720/30 || Газ |2431/21,2 |2910/21,9 |3970/23,7 |7150/28 || Твёрдые топлива|3253/28,4 |3645/27,5 |4580/27,5 |5720/22 || Гидроэнергия |291/2,5 |345/2,6 |440/2,6 |5290/20 || Атомная энергия|810/7,1 |920/6,9 |965/5,8 | | Особое место на мировом рынке первичных энергоносителей занимаютстраны ЦЮАз региона – Азербайджан, Казахстан, Туркменистан, Узбекистан,Грузия, Иран, Ирак, Турция и Пакистан. Хотя в 1998 г. их доля в мировомпотреблении первичных энергетических ресурсов составила всего 3,7 %, труднопереоценить влияние политики, проводимой этими странами, на формированиеэнергетического рынка не только региона, но и всего континента вперспективе. Большое влияние исследуемого региона на процесс развитиямировой энергетики можно объяснить, приняв во внимание следующие аспекты: V Запасы углеводородов Центральной и Южной Азии превышают 30 % мировых. V В силу своего географического положения страны региона выгодно расположены между крупнейшими потребителями углеводородного сырья – Европой и Азией (Китаем, Индией). V США объявило регион «зоной своих жизненных интересов». Многие американские энергетические компании не только изъявили желание присутствовать на рынке Каспия, но и уже сегодня занимаются разработкой его нефтегазовых месторождений. Таблица 1.1.2. Доказанные запасы углеводородов и их кратность стран Центральной и Южной Азии на конец 1998 г.| |Нефть |Природный газ || |Тысяч |Доля |Кратност|Млрд. м3|Доля |Кратност|| | |мировых |ь | |мировых |ь || |Млн.тонн|Запасов | | |запасов | ||Азербайджан|1,0 |0,7% |84,1 |0,85 |0,6% |>100 ||Казахстан |1,1 |0,8% |42,3 |1,84 |1,3% |>100 ||Туркмениста|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 ||Иран |12,3 |8,5% |65,3 |23,00 |15,7% |>100 ||Ирак |15,1 |10,7% |>100 |3,11 |2,1% |>100 ||Пакистан |n/a |n/a |n/a |0,61 |0,4% |38,8 | Таблица 1.1.3. Добыча, потребление и импорт природного газа странами ЦЮАз региона 1990-1998 гг., млрд. м3.| |Нефть |Природный |Всего|Нефть |Природный |Всего|| | |газ | | |газ | ||Иран |38,6 |47,6 |47,6 |54,3 |54,3 |61,5 |66,2 |68,7 |72,2 ||Ирак |15,9 |15,9 |29,1 |26,4 |26,4 |26,4 |26,4 |26,4 |26,4 | В то же время регион не однороден. В последнее время с геополитическойточки зрения сложилась следующая структура региона: V Турция, Грузия, Азербайджан, Пакистан – западный блок. Политика, проводимая этими странами, соответствует в некоторой степени стремлениям США. V Иран, Ирак. Отличительной чертой этого блока являются наложенные на его страны-участники санкции США и ООН. V Казахстан, Узбекистан, Туркменистан, Армения. Эти страны готовы координировать свою политику с Россией. Такое разделение обусловлено столкновением геополитических интересов СШАи России. Сегодня американская политика в регионе, похоже, преследуетглавным образом сугубо политические цели – любой ценой вытеснить Россию изрегиона, вывести каспийскую нефть и газ из сферы влияния России[1]. Другой очевидной внешнеполитической задачей США является решение"иранской" проблемы - до тех пор, пока любые действия американских или иныхкомпаний в иранских проектах подпадают под анти-иранские санкции, США будутзаинтересованы в таком решении каспийских проблем, при котором интересыамериканских компаний будут в наименьшей степени ущемлены. Поскольку в рамках данной научно-исследовательской работы решаетсязадача прогнозирования потоков каспийских нефти и природного газа вперспективе, целесообразно разделить страны ЦЮАз региона, руководствуясьещё одним критерием – по степени их влияния на процесс формированияэнергетического рынка как исследуемого региона, так и всего континента.Здесь структура региона примет следующий вид: V Азербайджан, Туркменистан, Казахстан, Узбекистан, Турция и отчасти Грузия. В зависимости от политики, проводимой этими странами, структура развивающегося энергетического рынка может стать совершенно непредсказуемой. V Армения, Иран, Ирак, Пакистан. Хотя некоторые страны этой группы (Иран, Ирак, Пакистан) и имеют вес в регионе, их влияние на формирование потоков Каспийских углеводородов весьма второстепенно. В силу поставленной задачи целесообразно провести углублённое изучениестран именно первой группы, что позволит нам сосредоточить внимание напервостепенных аспектах исследуемой проблемы. В силу своего географического положения, страны ЦЮАз региона до сихпор находятся несколько в стороне от основных экспортных маршрутовуглеводородов. Таким образом, отсутствие развитой инфраструктуры являетсяодной из основных проблем, ставящих под сомнение возможность дальнейшегоэкономического роста. Например, для таких стран как Азербайджан,Туркменистан и Казахстан задачи привлечения инвестиций в ресурсодобывающийсектор энергетики и увеличение экспорта первичных энергоресурсов являютсяприоритетными. В то же время странам с максимальными по региону темпамиэкономического роста (Турция, Китай) в перспективе придётся компенсироватьнехватку собственных энергоносителей импортом. Стоит также отметить, чтоТурция в силу своего выгодного географического положения весьмапривлекательна как «транспортный коридор», посредством которого каспийскиеуглеводороды могут поставляться на перспективный рынок энергоносителейЗападной Европы. Таким образом, накопился значительный потенциал развитияэнергетического рынка исследуемого региона. Объёмы импорта и экспорта природного газа странами ЦЮАз регионанезначительны. Это является результатом спада производства газообразноготоплива в странах, образованных после распада Советского Союза. Стоитотметить лишь Турцию и Иран, импортировавших в 1998 г. 6,8 млрд. м3 изРоссии и 1,8 млрд. м3 из Туркменистана соответственно. Объёмы добычи нефти целым рядом стран исследуемого региона превышаютсобственный спрос. Так экспорт нефти Ираком и Казахстаном в 1998 г.составил 187,5 и 19,0 млн. тут соответственно. В то же время крупнейшимиимпортёрами являлись Турция и Пакистан. 1.2. Анализ существующих прогнозов развития рынка. 1.2.1. Собственное производство. Турция. Среди стран ЦЮАз региона Турция наиболее бедна по запасам полезныхископаемых. Самым распространённым энергетическим ресурсом является уголь,доказанные запасы которого на конец 1998 г. составили 1075 Мт, или 0,1 %мировых запасов. Из-за сложных геологических условий и плохого качества производствонефти сокращается, начиная с 1990 г., и в 1995 г. снизилось до 3,6 Мт. Всвязи с истощением освоенных месторождений эта тенденция сохранится и вперспективе. Так ожидается, что в 2000 г. объём добычи нефти составит всего1 млн.т. Аналогичная ситуация сложилась и с запасами природного газа. Хотягазодобывающая промышленность и развивается с 1976 г., сейчас она не играетсущественной роли в ТЭКе страны. Грузия. Запасы таких полезных ископаемых, как природный газ, нефть и уголь вГрузии крайне незначительны, что и обуславливает объёмы их добычи. Такдобыча нефти в 1998 г. составила всего 0,1 млн.т, а угля и природного газа– и того меньше (в нефтяном эквиваленте). Электроэнергетика страны слаба и неразвита. Так в целом гидроэнергиясоставляет более, чем 80 % от общего производства электроэнергии впоследние годы, и её доля постоянно растёт из-за нарушений топливоснабжениятепловых электростанций. Несмотря на ограниченные нефтяные ресурсы, Грузия принимает меры,направленные на увеличение внутреннего производства этого вида топлива. Сэтой целью Грузия заключила ряд соглашений на основе раздела продукции иорганизовала ряд совместных предприятий с западными компаниями поразработке месторождения на реке Кура (восток Грузии) и на шельфе Черногоморя. Возможно увеличение объёмов добычи нефти и газоконденсата до 0,3 млн.т в 2000 г. и до 0,5 млн. т в 2010 г. Армения. Армения не имеет собственных ресурсов топлива, хотя располагаетгидроэлектрическими и ядерными электрическими генерирующими мощностями. Для обеспечения своей энергетической безопасности Армения началапрограмму поисково-разведочных работ по нефти и газу (15 миллионовдолларов), заключив контракт греческой компанией DEP-EKY. В программенамерены принять участие и российские компании. Столкнувшись с острым энергетическим кризисом, Армения приняла решениеоб открытии законсервированной с 1989 года в связи с сейсмическойопасностью Ереванской АЭС. Этот вынужденный шаг позволил увеличитьвыработку электроэнергии в стране на 40 % и обеспечить круглосуточноеэнергоснабжение потребителей. Гидроэнергетика - по существу единственный природный источник энергиидля Армении. В настоящее время ГЭС обеспечивают приблизительно 60-70 %выработки электроэнергии страны. В дополнение к гидро- и ядерной энергии,Армения имеет 3 действующих тепловых электростанции (Ереванскую ТЭС,мощностью 550 мегаватт; Разданскую ТЭС на мазуте и газе - 1110 мегаватт;Ванадзорскую ТЭС: 96 мегаватт). Все три стации превысили запроектированныесроки эксплуатации, неэффективны, требуют реконструкции и испытываютсложности с топливоснабжением. Узбекистан. Узбекистан - единственная бывшая советская республика, которая сумеланаращивать добычу нефти с момента провозглашения независимости с 2,8 млн.тв 1991 г. до 7,9 млн.т в 1997 г. В результате в 1995 г. Узбекистан пересталбыть чистыми импортером нефти. Тем не менее, не располагая крупнымизапасами нефти в крупных месторождениях (81 млн.т доказанных запасов нефтина 1.01.98), Узбекистан может рассматривать развитие своей нефтянойпромышленности в основном для внутреннего рынка. Его участие в крупныхэкспортных проектах возможно только в кооперации с другими странамирегиона. Весьма вероятно увеличение объёмов добычи нефти и газоконденсата до 9млн. т к 2000 г. и до 11 млн. т к 2010 г. Узбекистан располагает двумя крупными нефтеперерабатывающими заводамив Фергане и Алты-Арике, а также новым НПЗ в Бухаре, построенным уже всоставе СНГ. Эти мощности позволяют Узбекистану обеспечить собственныепотребности в нефтепродуктах и небольшой экспорт. Начиная с 1991 г. Узбекистан увеличил производство природного газа с41,9 млрд. м3 до 50,4 млрд. м3 в 1997 г., что вывело страну на восьмоеместо в мире по объемам добычи. Узбекистан располагает 1875 млрд. м3доказанных запасов природного газа (на 1.01.98). Самый богатый газовыйрайон - Устьурт, 60 % которого находится на территории Узбекистана.Основная добыча газа базируется на 12 месторождениях, расположенных главнымобразом на юго-востоке страны. При проведении Правительством Узбекистана политики, способствующейпритоку инвестиций в ресурсодобывающий сектор экономики, возможен ростобъёмов добычи природного газа до 51,3 млрд.м3 в 2000 г. и до 55 млрд.м3 в2010 г. Узбекистан в 1997 г. добыл порядка 3 млн.т каменного угля, чтообеспечивает ему 40-е место по уровню добычи угля в мире. Однакопроизводство не в состоянии удовлетворить внутреннее потребление в объеме5 млн.т, поэтому недостающий уголь приходится импортировать. Аналитики прогнозируют спад добычи угля до 2,5 млн. т в 2000 г. и до2,3 млн. т в 2010 г. Электроэнергетика Узбекистана в основном базируется на природном газе- за исключением небольших ТЭС на угле. Суммарные мощности электростанцийУзбекистана составляют 11,7 ГВт электрической установленной мощностигенератора. Планируется в ближайшие годы дополнительно ввести вэксплуатацию 4 ГВт электрических мощностей. Крупнейшие газовые ТЭС -Сырдарьинская и Навоийскская, вместе составляющие примерно треть всейустановленной мощности в стране. Казахстан. В 1997 г. Казахстан добыл 25,8 млн.т нефти, что является вторымрезультатом по добыче нефти среди стран СНГ после России. Kazakhoil,государственная нефтяная и газовая компания, обеспечивает более 75 % отобщих объемов добычи. Казахстан предпринял ряд преобразований в нефтяной игазовой промышленности для развития своего потенциала. Почти половина добычи нефти в Казахстане сосредоточено в трех крупныхместорождениях - Тенгиз, Узень и Карачаганак. Наиболее крупное из них -месторождение Тенгиз, запасы которого оцениваются западными экспертами в0,85 - 1,2 млрд.т нефти. Руководство Казахстана объявило об обнаружении крупных запасов нефтина месторождении Восточный Кашаган в казахском секторе Каспия. По сведениямкомпании OKIOC (международный консорциум, занимающийся разведкой нефтяныхместорождений в Казахстане), запасы нефти в открытом месторождениипредварительно оцениваются в 1-6,8 млрд. т[2]. Возможно, Казахстан нарастит объёмы добычи нефти и газоконденсата до40 млн. т в 2000 г. и до 75 млн. т в 2010 г. Казахстан располагает доказанными запасами примерно в 1840 млрд. м3природного газа (1.01.98). Более 40 % запасов сосредоточено в гигантскомгазовом месторождении Карачаганак (северо-западный Казахстан). По прогнозам аналитиков объёмы добычи природного газа составят 9млрд.м3 в 2000 г. и 22 млрд.м3 в 2010 г. против 8,1 млрд.м3 в 1997 г. Казахстан - крупный производитель, потребитель и экспортер угля.Добыча этого вида топлива сосредоточена в Карагандинском и Экибастузскомбассейнах. Карагандинский бассейн (центральный Казахстан), имеет 13 шахт, вкоторых добывается высокого качества каменный уголь для коксования.Экибастузский бассейн (северный Казахстан), - третий по размеру угольныйбассейн на территории бывшего Советского Союза, включает три шахты, вкоторых добывается в основном уголь для использования на электростанциях. Производство угля в Казахстане упало с 130 млн.т в 1991 г. до 73 млн.тв 1997 г. из-за падения спроса на этот вид топлива у традиционныхпотребителей в государствах СНГ. В 1996 г. были прекращены поставкикоксующегося угля для украинской черной металлургии. Это привело к закрытиюшахт и падению добычи угля более чем в 2 раза в Карагандинском угольномбассейне. Одновременно с этим существенно снизили объемы закупок продукцииЭкибастузского бассейна российские электростанции. Вероятно, объёмы добычи угля в 2000 г. останутся на уровне 1997 г.(72,6 млн. т) и снизятся до 59,1 млн. т к 2010 г. Туркменистан. Туркменистан располагает относительно небольшими доказанными запасаминефти (порядка 75 млн. т). После существенного падения добычи нефти вначале 90-ых годов, с 1995 г. в Туркменистане наметился перелом. К 1998 г.объемы добычи нефти достигли 5,5 млн.т против 4,1 млн.т в 1995 г. Возможно, Туркменистан разработает 6 млн. т нефти и газоконденсата в2000 г. и 10 млн. т в 2010 г. Туркменистан располагает большими запасами природного газа в объеме2860 млрд. м3. Наиболее крупные месторождения природного газа странысосредоточены в Амударьинской газовой провинции, где находится гигантскоегазовое месторождение Давлетабад-Донмез (половина всех запасов). Крупныезапасы газа находятся в Мургабе (гигантское месторождение Яшрал). Производство природного газа резко снизилось в последние годы из-занеплатежей за поставки газа иностранными и внутренними потребителями, атакже спорами с Россией о величине тарифов за транзит. Как следствие, в1997 г. Туркменистаном добыто всего 17,3 млрд. м3 газа. Тем не менее, аналитики прогнозируют рост объёмов добычи природногогаза до 36,7 млрд. м3 в 2000 г. и до 75,9 млрд. м3 в 2010 г. Азербайджан. В настоящее время нефтяная промышленность Азербайджана находится напороге нового этапа развития. Имеются реальные возможности значительногороста объемов добычи нефти за счет освоения морских месторождений. Так в1997 г. было добыто 9,1 млн.т нефти. Возможен рост объёмов добычи нефти и газоконденсата до 14,3 млн. т в2000 г. и до 45 млн. т в 2010 г. Еще в конце прошлого века в Азербайджане наряду с нефтью добывался игаз. Уже в 1950 – 60 г.г. добыча газа в республике достигала 6 млрд. м3 вгод, а в 1975 г. составила 10 млрд. м3. Это позволяло промышленным икоммунально – бытовым объектам, а также электростанциям использовать газ вкачестве основного топлива. Пик добычи газа в Азербайджане приходится на1982 год, когда объемы добычи составили 15 млрд. м3. Весьма вероятно, объёмы добычи природного газа составят 7,4 млрд. м3 в2000 г. и 14,8 млрд. м3 в 2010 г. 1.2.2. Потребление. Турция. По прогнозу экспертов «Энергетического центра черноморского региона»спрос на энергоресурсы возрастёт с 69,6 Мтут в 1995 г. до 130 Мтут к 2000г. и до 220 Мтут к 2020 г. Уголь занимает 32 % внутреннего энергетического рынка, где его доля врассматриваемой перспективе существенно не изменится. Прогнозируемые объёмыпотребления 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 неменее, нефть останется основным энергоносителем. Спрос на жидкое топливодостигнет 45 Мтут в 2000 г. и 60 Мтут к 2010 г. Аналитики прогнозируют увеличение доли природного газа на внутреннемэнергетическом рынке с 11,3 % в 1995 г. до 37 % в 2010 г. Потребление газадостигнет 26 Мтут в 2000 г. и 40 Мтут в 2010 г. Грузия. ТЭК Грузии крайне неразвит. Длительное падение напряжения и прерываниеэлектроснабжения – обычная ситуация в стране. Часть регионов Грузии неполучают энергии вообще. Положение ухудшилось в 1997 г., когда из-замаловодного 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, составит0,5 млн. т в 2000 г. и 2 млн. т в 2010 г. Армения. Возможен рост потребности в первичных энергоресурсах с 2 млн. тут в1997 г. до 4 млн. тут в 2000 г. и до 7 млн. тут в 2010 г. Спрос наприродный газ в 1997 г. составил 1,3 млрд. м3 и, вероятно, достигнет 1,5млрд. м3 к 2000 г. и 5 млрд. м3 к 2010 г. Узбекистан. Спрос на первичные энергоносители в Узбекистане уверенно растёт. Такс 1997 г. к 1998 г. он поднялся на 3,4 % с 50,0 млн.т до 51,7 млн. т. Стоитотметить, что в 1998 г. потребность в энергии на 82 % удовлетворялась засчёт 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 7,0млн. 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 2010г. соответственно. Казахстан. Энерговооружённость экономики Казахстана довольно высока по сравнениюс соседними странами, членами СНГ. Это обусловлено, прежде всего,значительной долей тяжёлой индустрии в экономике. Отличительной чертой ТЭКа Казахстана является высокая доля угля вструктуре энергопотребления. Так в 1998 г. спрос на энергоносители былудовлетворён за счёт угля на 53,5 % (32,7 млн.т) и лишь на 29,4 % за счётнефти (12,6 млн.т). Причём потребление природного газа достигло 7,3 млрд.м3. Аналитики прогнозируют уменьшение доли угля в структуреэнергопотребления в перспективе. Это обусловлено в первую очередь слабойконкурентоспособностью 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 30,2млрд. м3 в 2000 г., 16 млн. т и 36,4 млрд. м3 в 2010 г. соответственно. Туркменистан. Потребность в энергии Туркменистан полностью удовлетворяет нефтью иприродным газом. Так в 1998 г. доли нефти и природного газа вэнергопотреблении 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 к2000 г., 10 млн. т и 12 млрд. м3 к 2010 г. соответственно. Азербайджан. Тот факт, что Азербайджан является одним из старейшихнефтегазодобывающих регионов мира, предопределил формирование структурыэкономики республики и сыграл решающую роль на всех этапах развитиянародного хозяйства страны в целом. Согласно данным BP спрос на энергоносители в 1998 г. был обеспечен на55,1 % (5,9 млн.т) и 43,9 % (6,8 млн. тут) за счёт нефти и природного газасоответственно. Возможен рост потребления нефти и природного газа до 8 млн. т и 8,6млрд. 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, Турцияявляется импортёром нефти с 1973 г. (нарастив объём поставок более, чем в 3раза до 38,9 Мтут к 1995 г.) и природного газа с 1987 г. Очевидно, чтоувеличение спроса на углеводороды в перспективе придётся компенсироватьлишь наращиванием объёмов импорта. Так импорт природного газа и нефти можетсоставить 26 и 44 Мтут в 2000 г., и 40 и 60 Мтут в 2010 г. соответственно. Грузия. Грузия располагает незначительными запасами природного газа ивынуждена импортировать его из России и Туркмении. Грузия рассчитывает на использование ее территории для транзита газа.Наибольший интерес для Грузии в данном случае представляет проекттранспорта российского газа через Грузию в Армению и Турцию. Грузинскиекомпании предполагают участвовать в модернизации и расширении газовой сетина своей территории и обеспечении транзита. В настоящее время значение Грузии в международной торговле нефтьюрезко возросло не из-за наличия крупных запасов (запасы нефти в Грузиикрайне незначительны), а как потенциального центра транзита каспийскойнефти. Так альтернативный маршрут для главного экспортного нефтепровода ктурецкому 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 изКазахстана до Батуми в обход России, с переброской сырья танкерами поКаспийскому морю до Азербайджана, о чем подписала протокол о намерениях сгрузинской стороной. Украина также заинтересована в транспортировке азербайджанской нефтичерез Грузию на Украину в Одессу. В настоящее время осуществляются пробныепоставки нефти по этому маршруту. Стремление Грузии стать центром транзита нефти обусловлены не тольконеобходимостью сохранять дружественные соотношения с соседними странами, нотакже 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 качествеальтернативы туркменскому газу с 1998 г. начал действовать 140 кмгазопровод, 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 ктому, что газовые поставки в Кыргызстан были прерваны в ноябре 1998 г. иуменьшены снова в феврале 1999 г., поставки в Казахстан также былиостановлены в 1998 г.. Узбекистан испытывает определенные сложности по увеличению экспортаприродного газа по нескольким причинам. Во-первых наблюдается ростпотребления газа на внутреннем рынке, особенно для коммунально - бытовыхнужд. Во - вторых, ощущается недостаток в пропускных мощностях экспортныхгазопроводов. Так, крупный газопровод Средняя Азия - Центр нуждается всерьезной реконструкции. Узбекистан подписал меморандум о взаимопонимании с Туркменистаном,Афганистаном и Пакистаном о возможности сооружения центрально-азиатскогонефтепровода. Этот проект предусматривает подачу центрально-азиатской нефтик портам Пакистана. Кроме этого, Узбекистан проявляет интерес к участию всоздании нефтепровода из Казахстана в Китай. Казахстан. Нефть с Тенгиза экспортируется Каспийским ТрубопроводнымКонсорциумом на мировые рынки через Новороссийск. Трубопровод был введен вэксплуатацию в 1999 г., но на полную мощность будет эксплуатироватьсятолько после 2000 г. Также рассматриваются другие экспортные маршруты. В 1997 г.,правительства Казахстана и Ирана согласились возобновить обмены нефтьюмежду двумя странами. Согласно этому соглашению, казахская нефть будетдоставляться танкерами по Каспийскому морю к нефтеперерабатывающим заводамв северном Иране в обмен на доставку Ираном аналогичных объемов покупателямна внешних рынках. В 1999 г. Казахстаном было экспортировано 20,8 млн.т сырой нефти. В 1996 г. были прекращены поставки коксующегося угля для украинскойчерной металлургии. Это привело к закрытию шахт и падению добычи угля болеечем в 2 раза в Карагандинском угольном бассейне. Одновременно с этимсущественно снизили объемы закупок продукции Экибастузского бассейнароссийские электростанции. Несмотря на снижение экспорта в Россию, она остается крупнейшимимпортером казахского угля, закупая 19 из 25 млн.т каменного угля,экспортируемого Казахстаном . Туркменистан. Один из основных барьеров, препятствующих развитию нефтедобывающейпромышленности Туркменистана - недостаток экспортных маршрутов. В этойситуации наметилась активность западных нефтяных компаний по поискуальтернативных маршрутов доставки туркменской нефти на внешние рынки. Так,в марте 1998 г., компания Monument Oil (Великобритания) заключиласоглашение с Национальной Нефтяной компанией Ирана (NIOC), чтобы доставлятьнефть с месторождения Бурун в западном Туркменистане к северной границеИрана и замещать ее нефтью, экспортируемой из Персидского залива. С помощью иностранных инвесторов Туркменистан рассчитывает повыситьуровни добычи природного газа и его экспорт на мировые рынки. Однако доступк экспортным маршрутам продолжает быть главной проблемой. В настоящее времяТуркменистан не имеет другого доступа на внешние рынки кроме какпосредством транзита через территорию России. В 1997 г. Туркменистан прекратил поставки природного газа на Украинуиз-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 строительныеработы по западному трубопроводу Баку – Супса на побережье Черного моря вГрузии (пропускная способность 6 млн.т в год). Следует отметить, что оба этих маршрута в основном предназначены дляпретворения в жизнь программы «ранней нефти». В перспективе Азербайджанрассматривает новый экспортный трубопровод Баку – Джейхан (Турция) (1944км) в качестве основного для транспорта «поздней нефти». На сегодняшний день через Азербайджан уже осуществляетсятранспортировка нефти из Казахстана. Нефть доставляется танкерами вАзербайджан на терминал в Дюбянди, а оттуда железнодорожным транспортомотправляется в Грузию. Общий объем казахстанской нефти перевезенной черезАзербайджан на сегодня составил более 1,1 млн.т. Существующая газотранспортная система Азербайджана тесно связана сгазотранспортными системами 4-х государств: Россия, Грузия, Иран, Армения. В настоящее время рассматривается возможность сооружения газопроводаТуркменистан – Иран – Турция, который позволит обеспечить транзит газагосударствам 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 канализу рынка углеводорода стран ЦЮАз региона. Оба, безусловно, имеютравное право на существование. Первый, доминирующий сегодня вариант (назовём его «политическим»),исходит из примата политических предпочтений участвующих в процессеформирования энергетического рынка сторон (государств и компаний), и толькопосле этого, то есть после целенаправленного выбора политическихпредпочтений, в дело вступают экономические оценки предопределённыхполитическим выбором сценариев освоения энергоресурсов и маршрутовтранспортировки добываемых углеводородов. Второй вариант (назовём его «экономическим») применяется существеннореже. Здесь сначала определяются сравнительные экономические преимуществаи/или недостатки того или иного сценария освоения месторождений полезныхископаемых, конкурентоспособность различных маршрутов транспортировкиуглеводородов и только после этого выстроенная иерархия экономическихпредпочтений корректируется, исходя из существующих и прогнозируемыхполитических реалий. Автор предлагает ещё один, третий вариант, который отличается отпредыдущего отсутствием корректировки экономической оценки сценариевразвития энергетического рынка исследуемого региона исходя из политическихреалий, предполагая, что они уже будут учтены в исходных данных. Ниже будет дано более чёткое описание предложенного варианта – именноон и реализуется в данной научной работе. Вследствие того, что перед автором ставится скорее экономическаязадача, чем политическая, рассмотренные ниже подходы к выбору методарешения задач в большинстве своём тоже будут экономическими. При наиболее углублённом исследовании проблемы следовало бы начатьрешение задачи с ретроспективного анализа экономического развития стран, ина его основе сделать прогноз темпов их роста в перспективе. Каждая странахарактеризуется таким важным исторически сложившимся показателем какэнергоёмкость экономики (т.е. израсходованной энергией на 1000$ ВВП). Делаягипотезу о темпах его изменения, и, зная объём ВВП, можно грубо оценитьперспективный спрос на энергоресурсы для каждой страны. Однако, спрос можнооценить более корректно, приняв во внимание эластичность энергопотребленияпо величине ВВП. Здесь оценка спроса на энергоносители базируется уже надвух прогнозах для ВВП и эластичности. Стоит отметить, что оба подходапредполагают дальнейшее развитие экономики страны без учёта возможныхсерьёзных изменений как экономико-политического уклада, так и мировых ценна энергоносители. Однако, прогноз полного потребления энергии не является информативным,т.е. не содержит в себе необходимой нам информации. Поэтому, особый интереспредставляет не совокупный спрос на энергоносители, а доля в нём нефти иприродного газа. Для получения необходимой оценки требуетсяпроанализировать структуру энергетического рынка каждой страны: потреблениеэнергии по видам топлива и секторам экономики. Не менее важным является и прогноз объёмов добычи энергоресурсовстранами исследуемого региона. Здесь основную роль играют, прежде всего,коньюктура мировых цен на энергоносители, главным образом формирующая потокинвестиций в ресурсодобывающий сектор экономики, и степень выработанностиосвоенных месторождений. В этом случае составление прогноза не являетсясложной задачей. Действительно, исходя из мировых цен на энергоресурсы,можно оценить перспективность различных инвестиционных проектов, и, имеяколичественную информацию о каждом месторождении и его фазе выработанности,можно получить представление о доказанных запасах страны и, в частности, обих кратности в перспективе. Данная работа носит качественный характер, поэтому целесообразновзять в качестве исходных данных выполненные экспертами различных странпрогнозы как спроса на энергоносители, так и объёмы добычи полезныхископаемых, которые, впрочем, основываются на большем количестве исходныхданных, чем предложено выше. Тем не менее, мы оставляем за собой правокорректировать прогноз в зависимости от конкретной ситуации, сложившейся наэнергетическом рынке. Например, из-за того, что большая доля импортируемогогаза расходуется на получения электроэнергии, может возникнуть ситуация,когда более выгодным окажется строительство электростанций непосредственнона территории нетто-экспортёра природного газа и импорт уже конечногоэнергоносителя. Таким образом, основываясь на прогнозах спроса и предложения навнутреннем энергетическом рынке можно оценить дефицит (или профицит)энергоносителей в перспективе для каждой страны. На следующем этапе построения модели ставится задача проанализироватьмощности трубопроводов, ресурсоперерабатывающих заводов, терминалов впортах; как существующих, так и находящихся на стадии постройки. Это даётнам возможность оценить адекватность формирующейся инфраструктурытребованиям стран в перспективе. Затем при наиболее углублённомисследовании проблемы необходимо было бы оценить все возможные маршрутыпотоков углеводородов для рассматриваемого временного периода на предмет ихконкурентоспособности. Однако в целях упрощения задачи можно отказаться отпоиска новых маршрутов и при анализе потенциальных вариантов формированияэнергетического рынка воспользоваться данными о маршрутах, находящихся настадии разработки. Для оценки конкурентоспособности тех или иных проектовпоставки углеводородов от нетто-экспортёров странам-импортёрам проще всегорешить транспортную задачу. Безусловно, при построении модели нельзя не принять во вниманиеполитический аспект. Очевидно, не найдётся инвестор, согласившийся вложитьденьги в трубопровод, пересекающий границу враждующих государств, безправительственных гарантий возмещения ущерба в силу форс-мажорныхобстоятельств, – даже если взаимоотношения между странами и наладятся,всегда будет существовать вероятность осуществления террористического актас любой стороны. Таким образом, необходимо учесть такие факторы, какэкономическая и политическая стабильность, мирные отношения соседнихгосударств в течение продолжительного периода времени. Однако, можно косвенно учесть политические реалии, приняв, что висходные данные уже внесены соответствующие (адекватные данной научнойработе) коррективы. Действительно, политический аспект играет важную рольлишь при принятии решения о строительстве того или иного трубопровода.Поэтому, будем считать, что самая примитивная политика, на которую автор иобращает внимание, уже учтена в данных о находящихся на стадии разработкимаршрутах транспортировки углеводородов. 2. Построение модели. Перед тем, как приступить к построению модели сделаем несколькопредположений: 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 объёмыпотребления и добычи энергоресурсов, рентабельность осваиваемыхместорождений. В тоже время, нам известны все характеристики существующейинфраструктуры, такие как мощность и длина трубопроводов, эксплуатационныерасходы. К тому же, мы располагаем всей необходимой информацией о различныхинвестиционных проектах, ставшими особенно актуальными в последнее время.Основываясь на этих данных, будем решать поставленную задачу. Поиск оптимальных маршрутов транспортировки углеводородов осуществимсогласно 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 ихтранспортировку по трубопроводам. Здесь: [pic] - стоимость добычиэнергоресурса, [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 регионабудут одновременно оказывать своё влияние на сложившиеся направленияпотоков и расстановку сил на рынке нефти Восточного полушария – этоАзербайджан, Казахстан и Иран. Впрочем, роль последнего государства главнымобразом зависит от быстрого и эффективного урегулирования американо-иранских политических разногласий. Отсутствие Туркменистана среди вышеобозначенных стран объясняется тем, что нефтяная отрасль этой страны врассматриваемом периоде будет ориентирована в первую очередь на внутреннийрынок (в стране остаётся довольно существенный непокрытый внутреннийспрос). По результатам расчетов можно сделать следующие выводы. Дляазербайджанской нефти наиболее экономически выгодным оказывается маршрутБаку-Новороссийск, наименее экономически целесообразным - маршрут Баку-Джейхан, причем на любых одинаковых объемах пропускной способностисравниваемых трубопроводов. При этом турецкий маршрут проигрываеттрубопроводной части как маршрута через Новороссийск, так и маршрута черезСупсу вне зависимости от того, будет ли дальнейшая транспортировка нефти изуказанных черноморских портов проходить по морю через Босфор-Дарданеллы илиминуя проливы за счет использования дополнительного обходного трубопроводаБургас-Александрополис. И это при том, что для расчета стоимости перекачкинефти по трубопроводу Баку-Джейхан использовались данные окапиталовложениях на уровне 3.3 млрд. долл., а не все более частопоявляющиеся в последнее время в печати оценки необходимых для егостроительства инвестиций порядка 4.5 млрд. долл. Для казахской нефти ситуация не является столь прозрачной, как впредыдущем случае. Тариф за её транспортировку в западном направлении, потрассе КТК (Тенгиз-Новороссийск), много ниже, чем в вариантах поставок вАзию, что подталкивает к однозначному выводу о приоритетности именно этогонаправления и маршрута поставок казахской нефти. Однако, необходимо принятьво 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 являетсяиспользование только азиатских маршрутов, обеспечивающих вывод всехэкспортируемых Казахстаном объемов на наиболее емкий и быстрорастущийазиатский рынок, особенно на те его сегменты (континентальный Китай), кудадоступ конкурентных (например, ближневосточных) нефтей является объективнозатруднительным. Этот вариант обладает также комплексом других неоспоримыхэкономических преимуществ, в частности тем, что предусматриваетиспользование схем, трансформирующих в сотрудничество возможную конкуренциюказахских 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 газаКаспия складывается схожая коньюктура. Единственным отличием рынка“голубого” топлива, пожалуй, является наличие большего количества стран-игроков, способных повлиять на формирование энергетического рынка не толькорегиона, но и всего континента – это Азербайджан, Туркменистан, Казахстан иИран. Стоит отметить, что при выполнении расчётов было сделано важноепредположение – возможность сравнительно быстрого и эффективногоурегулирования американо-иранских политических разногласий является вполнереализуемой. Это объясняется тем, что американские компании от санкций кИрану теряют неизмеримо больше. Поэтому заинтересованность американскихкомпаний в участии в потенциально выгодных для себя иранских проектах можетв итоге сыграть ключевую роль в устранении политических препятствий креализации транс-иранских маршрутов транспортировки каспийскихуглеводородов. Высокая привлекательность Турции не только как быстрорастущего рынка,но и “транспортного коридора” объясняет повышенный интерес к ней всехвышеперечисленных стран. В то же время для Турции наиболее экономическивыгодным является импорт природного газа из Ирана и Азербайджана. Этистраны-экспортёры не только выгодно расположены, но и уже обладаютдостаточно разветвлённой инфраструктурой, требующей незначительныхкапиталовложений. Таким образом, начатая реализация проекта “Blue Stream”,согласно которому “голубое” топливо из России будет поставляться в Турциюпо дну Чёрного моря, не является экономически обоснованной – даже болеевыгодными оказываются транс-каспийский проект и строительство трубопроводаТуркменистан-Иран-Турция. Для Туркменистана газопровод «Средняя Азия – Центр» пока являетсяединственной реальной возможностью для экспорта природного газа[4]. Вобозримой перспективе ситуация вряд ли координально изменится. Такимобразом, Туркменистан останется российским поставщиком в перспективе и,безусловно, примет участие в проекте поставки как своего, так и казахскогогаза 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]




Нажми чтобы узнать.

Похожие:

Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии iconАнализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии
Анализ изменения структуры мирового рынка углеводородов (нефти и газа), и место Центрально-Южноазиатского (цюаз) региона на этом...
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии icon«Экономика и экономический анализ стран Южной Азии (Бангладеш)»
Московский государственный институт международных отношений (Университет) мид россии
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии icon«Экономика и экономический анализ стран Южной Азии (Пакистан)»
Московский государственный институт международных отношений (Университет) мид россии
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии icon«Экономика и экономический анализ стран Южной Азии (Индия)»
Московский государственный институт международных отношений (Университет) мид россии
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии iconРабочая программа дисциплины «Новейшая история стран Азии и Африки» Предназначена для студентов 4 курса, по специальности
Охватывает развитие двух крупнейших континентов в ХХ в. Он завершает изучение истории стран Азии и Африки, начатое с «Истории Древнего...
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии iconПрограмма дисциплины «политика и экономика стран восточной, южной и юго-восточной азии»

Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии iconСодержание Введение Глава Возникновение и эволюция индуизма. Основные направления индуизма
Бразом связанная с историей и специфической социальной структурой народов Южной Азии. Последователей индуизма насчитывается в мире...
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии iconПрограмма дисциплины «политика и экономика стран восточной, южной и юго-восточной азии»
Государственное образовательное бюджетное учреждение высшего профессионального образования
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии iconУчебно-методический комплекс по дисциплине история государства и права зарубежных стран для специальности 030501 юриспруденция
Новейшего времени (сша, Великобритания, Франция, Германия и др.); государство и право в странах Центральной и Юго-Восточной Европы,...
Анализ рынка углеводородов стран Центральной и Южной Азии iconУчебно-методический комплекс по дисциплине история государства и права зарубежных стран для специальности 030501 юриспруденция
Новейшего времени (сша, Великобритания, Франция, Германия и др.); государство и право в странах Центральной и Юго-Восточной Европы,...
Разместите кнопку на своём сайте:
Документы


База данных защищена авторским правом ©rushkolnik.ru 2000-2015
При копировании материала обязательно указание активной ссылки открытой для индексации.
обратиться к администрации
Документы