Попов С.П. Санеев Б.Г. Доклад - Институт систем энергетики им

Перспективы формарования газовых рынков ЕврАзии: роль среднеазиатского газа
Перспективы формирования газовых рынков ЕврАзии: роль
среднеазиатского газа
Попов Сергей Петрович, Санеев Борис Григорьевич
Институт систем энергетики СО РАН, Иркутск
Из тржх мировых газовых рынков два расположены на
противоположных краях Евразии, а газодобывающие страны
Центральной,
бывшей
Средней
практически равноудалены от них.
Азии,
по
определению,
В 2012 г 1 страны Западной,
Центральной и Восточной Европы импортировали 259 млрд м3 газа,
а страны Восточной Азии – 225 млрд м3. При этом структура
поставок определена в первую очередь природно-географическими
факторами и имеет существенные различия – на западе Евразии
основная часть импорта – это сетевой газ из прилегающих регионов
– 73%, в то время как
в Восточной Азии СПГ занимает 91%. В
Южной Азии (от Пакистана до Бирмы включительно) в настоящее
время лишь Индия импортирует 17 млрд м3 газа в виде СПГ. При
этом прогнозы потребления на предстоящие 15 – 25 лет однозначно
указывают
на
существенный
рост
потребности
в
газе
как
технологичном и экологичном энергоносителе, в первую очередь на
рынках Восточной и Южной Азии. В мире на регулярной основе
рядом организаций выполняются работы по долгосрочному
прогнозированию
энергопотребления.
Они
сопровождаются
широким паблисити и применяются политиками, экспертами,
бизнесом
и
негосударственными
организациями
в
качестве
опорных сценариев будущего развития. Основными можно считать
прогнозы Международного энергетического агентства при ОЭСР
(МЭА), Администрации по энергетической информации при
Министерстве энергетики США (АЭИ), Международного института
прикладного системного анализа (IIASA). В последние годы к ним
присоединились Институт экономики энергетики Японии (ИЭЭЯ),
1
EIA DOE US, база данных международной энергетической информации
http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/IEDIndex3.cfm?tid=3&pid=26&aid=3
1
г.Алма-Ата, 25-26 июня 2014 г.
концентрирующийся
на
Азиатском
регионе,
и
Институт
энергетических исследований РАН (ИнЭИ) с ежегодним прогнозом
мировой
энергетики и
расширенным
разделом
по
России.
Относительно недавно крупные нефтегазовые компании также
начали предоставлять в открытом доступе не только сценарные
предпосылки
своих
долгосрочных
внутрикорпоративных
исследований рынков, но и некоторые числовые характеристики
прогнозов.
Таблица 1
Текущий мировой финансовый кризис вносит
Основные макроэкономические предположения
прогноз
Китай
Индия
Япония
ОЭСР
Европа
коррективы
ОЭСР
Америка
0,2
0,05
0,2
0,9
1,0
0,9
0,15
0,15
Таблица 2
прогноз
5,7
5,7
5,2
5,7
6,6
6,6
экспертным
Так,
-0,3
-0,4
0,3
0,3
0,8
0,8
Мировое энергетическое агентство в июне
-0,4
-0,4
-0,4
0,2
0,7
2014 г. снизило свои прошлогодние прогнозы
потребности в газе на пять лет впержд: для
среднегодовые темпы роста ВВП ППС
МЭА
АЭИ МЭ США
ИЭЭЯ
ИНЭИ РАН
АПЕРК
АПЕРК “high gas”
видение
сообществом будущих рынков газа.
среднегодовые темпы роста населения
МЭА
АЭИ МЭ США
ИЭЭЯ
ИНЭИ РАН
АПЕРК
АПЕРК “high gas”
в
6,3
6,1
6,1
5,3
1,2
0,6
1,4
0,7
0,7
1,7
1,7
1,7
2,5
2,6
2,3 (США)
2,3
Европы – на 5%, для бСССР и стран Восточной
Европы – на 4%, для Китая – на 2%, для
Северной Америки – на 1%. В то же время
для
Ценовые предположения
ед.изм.
2030
2035
2040
Ближнего
Востока
прогноз
скорректирован в сторону повышения на 5%.
цены на нефть
МЭА дол2012/бр
АЭИ МЭ США дол2010/бар (Брент)
ИЭЭЯ дол2012/бар
ИНЭИ РАН дол2011/бар
АПЕРК дол2011/бар
АПЕРК “high gas” дол2011/бар
121
130
122
106
120
128
14
109
126
Неудивительно, что чем дальше отодвигается
163
127
111
горизонт
разность
цены на газ
МЭА: Европа дол2012/млн БТЕ
США
Япония
АЭИ МЭ США дол2010/млн БТЕ
ИЭЭЯ дол2012/млн БТЕ
ИНЭИ: Европа дол2010/млн БТЕ
США
Япония
Китай
12,5
6
14
5,2
14
10,8
7,2
12
12
13
7
15
6,3
прогнозирования,
тем
прогнозов
большая
обнаруживается,
несмотря на примерно схожие общие наборы
представлений
7,8
14,4
11,3
7,5
13
13
модельеров
о
будущем,
включающие темпы экономического развития
и повышения эффективности использования
энергоносителей,
численности
населения,
базы доказанных и предполагаемых запасов, изменений цен на
энергоресурсы, стоимости создания элементов производственной
инфраструктуры и т.п.
Для
демонстрации
близости
исходных
предположений,
которыми руководствуются прогнозные институты, и которые тем
не менее приводят к столь существенным различиям в оценках
2
Перспективы формарования газовых рынков ЕврАзии: роль среднеазиатского газа
газового рынка, в таблицах 1 и 2 для основных экономик и/или
регионов
мира
соответствующих
приведены
использованные
при
прогнозов
предположения
о
построении
среднегодовых
темпах изменения численности населения, валового внутреннего
продукта, исчисленного не по обменному курсу валют, а на основе
их паритета покупательной способности (ВВП по ППС), а также
цены на нефть и газ.
На рис. 1 для основных газовых рынков, которые наиболее
интересны для экспортжров из России и стран Средней Азии
приведены прогнозы прироста потребности в газе и изменения
нетто-импорта на период до 2030-2040 гг,. Представляется, что это
наиболее перспективные потребители – Китай, Индия, Япония, а
также объединжнный Европейский рынок.
Североамериканский
рынок интересен своим возможным влиянием на институты
ценообразования газа, а также тем, что в экспертном сообществе
уже сложился устойчивый консенсус о превращении этого рынка в
один из крупных мировых экспортных центров. В то же время не
далее как в 2008 г. самим Министерством энергетики этой страны (в
лице АЭИ) объжм импорта газа в США к 2030 г оценивался на
уровне 115 млрд м3.
Указанные прогнозы выполнены в последние два года рядом
исследовательских организаций – МЭА, АЭИ, ИЭЭЯ, ИнЭИ и
Энергетическим
исследовательским
центром
АТЭС
(АПЕРК).
Дополниельно показана разница т.н. базового сценария и сценария
с широким вовлечением газа нетрадиционных ресурсов (“high gas”),
разработанные АПЕРК. К расчжтам приростов импорта газа
необходимо прибавлять объжмы текущих контрактов, которые
закончатся к 2030 г. и не смогут быть восполнены либо вследствие
истощения базовых месторождений, либо роста собственной
потребности стран-экспортжров, либо их переориентации на другие
рынки.
3
г.Алма-Ата, 25-26 июня 2014 г.
Китай прирост потребления
газа к 2030 г составит 260-460
3
(370) млрд м ; прирост
3
импорта 164-245 (190) млрд м
Индия прирост потребления
газа к 2030 г составит 31-114
3
(83) млрд м ; прирост
3
импорта 28-79 (52) млрд м
Япония прирост потребления
и импорта газа к 2030 г
3
составит -16-37 (10) млрд м ;
Европа прирост потребления
газа к 2030 г составит от 2х
3
до 100 (64) млрд м ; прирост
3
импорта 116-170 (140) млрд м
а) прирост потребления газа
б) прирост импорта газа
Рис. 1 Прогнозы прироста потребности и изменения нетто-импорта газа, млрд м
4
3
Перспективы формарования газовых рынков ЕврАзии: роль среднеазиатского газа
Наибольшая неопределжнность характеризует прогнозы для
рынков Китая и Индии.
Так, прогнозы АПЕРК составляют
невероятный диапазон роста потребности для 2035 г. между
базовым сценарием и сценарием т.н. “высокого газопотребления” –
от 600 до фантастических 1470 млрд м3. Соответствующий этому
прогнозу прирост импорта в Китай также невероятен – от 360 до
780 млрд м3. В то же время авторитетные прогнозы от МЭА, АЭИ,
ИЭЭЯ и ИнЭИ прогнозируют рост импорта Китая к 2030-2040 гг в
диапазоне 164 – 245 млрд м3 (средняя величина по всему множеству
известных прогнозов 190 млрд м3).
Европы
возможные
приросты
Для Индии и стран ОЭСР
объжмов
импорта
составляют
соответственно 2 млрд м3 и 140 млрд м3. Для Японии в период
подготовка рассматриваемых прогнозов (2012-2013 гг) характерна
существенно
большая,
чем
обычно,
неопределжнность
используемых предпосылок вследствие последствий катастрофы на
АЭС Фукусима. Данная особенность обусловила разброс прогнозов
от снижения импорта на 16-30 млрд м3 до его роста по сравнению с
“дофукусимским” на 4-51 млрд м3.
Для Северной Америки
предполагается снижение импорта, на 57 – 98 млрд м3, т.е.
фактически переход от незначительного импорта (10,7 млрд м3 в
2013 г.) к общему нетто-экспорту СПГ в Азию, Европу и Латинскую
Америку через 20 лет в объжме нескольких десятков млрд м 3.
Основными источниками роста добычи газа за предстоящий 30-ти
летний период должны являться страны Ближнего Востока – 430
млрд м3, Россия – 400 млрд м3, страны Африки – 350 млрд м3, Китай
– 300 млрд м3, США – 200 млрд м3 и Австралия – 100 млрд м3.
Согласно прогнозу ИНЭИ РАН они обеспечат 87% прироста
добычи во всжм мире к 2040 г.
5
г.Алма-Ата, 25-26 июня 2014 г.
РЕГИОНАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ГАЗОВОГО РЫНКА КИТАЯ
На рис. 2 показано, что в 2010 г. потребление
газа на тепловых станциях и котельными в
Китае составил всего 1,9% от всего объжма
потребляемого ими котельно-печного топлива.
Это очень низкая величина, которая в силу
многочисленных факторов, в первую очередь
экологических,
а
также
требований
энергетической безопасности, будет расти. Уже
сейчас
видно,
что
в
восточных,
наиболее
экономически развитых и плотно заселжнных
провинциях страны общий уровень применения
газа существенно выше среднего по стране, а в
Пекине и на курортном о.Хайнань достигает
четверти. Выше среднего доля потребления газа
Рис. 2
доля
газа
в
потреблении
топлива
электростанциями и котельными в Китае,
2010 г.
в ряде западных газодобывающих провинций. В
дополнение
к
этому,
через
западные
и
центральные регионы страны проходят основные импортные
газопроводы, рис. 3.
Общая потребность Китая в газе через 15 лет оценивается в 580
– 750 млрд м3, половина из которых будет прихо-диться на
Восточный регион (прибрежные вы-сокоразвитые провинции).
Общий объжм импорта может составить 280 –330 млрд м3, при этом
трубо-проводный газ из Средней Азии, России, Бирмы и возможно
Ирана может обеспечивать более поло-вины от всего объжма
импорта. Импорт только Китая уже через полтора десятилетия по
объжму может сравняться с газовым рынком всей Европы, но при
этом суммарные потребности других экономик региона – Японии,
Кореи, Тайваня также возрастут.
6
Перспективы формарования газовых рынков ЕврАзии: роль среднеазиатского газа
Наряду
с
развитием
технологической инфраструктуры
снабжения
Восточной
газов
регионе
Азии
будут
формироваться новые и
развиваться
существу-
ющие институты двух- и
многостороннего сотрудничества,
в
первую
очередь в инвестиционной
сфере,
регули-
рования рынков, совмест-
Рис. 3
ных исследовательских и
оценка региональных рынков газа и формирование национальной
газотранспортной инфраструктуры в Китае к 2030 г.
образовательных проектов.
а) ресурсы по Ананенкову, World Energy
б) запасы газа по Global Energy Assessment, IIASA,
Resources, 2013 Survey by World Energy Council
2012. Chapter 7.3.7
Рис. 4 оценка мировых ресурсов и запасов природного газа
Отличительной чертой наступающего периода формирования
мирового газового рынка является начало широкомасштабного
освоения так называемых “нетрадиционных” ресурсов газа, рис. 4.
Наряду
с
наличием
существенного
роста
таких
уровня
ресурсов
цен
производственную инфраструктуру.
на
их
добыча
газ
и
требует
затрат
на
Решения, принимаемые в
7
г.Алма-Ата, 25-26 июня 2014 г.
газовой отрасли, оказывают влияние на десятилетия впержд, а
созданные технологические мощности и рыночные институты – на
принятие решений по конкурирующим проектам. В связи с этим
основным
вопросом
инвесторов
при
прогнозировании
на
длительную перспективу является оценка конкурентоспособности
проектов на различных рынках.
Такая оценка выполнена для
среднеазиатского газа на рынках Китая, южной Азии и Европы.
ОЦЕНКА КОНКУРЕНТОСПОСОБНОСТИ НА ГАЗОВЫХ РЫНКАХ КИТАЯ, ЮЖНОЙ АЗИИ
И ЕВРОПЫ
Разработана избыточная схема
создания
инфраструктуры
транспортировки
обеспечения
газа
для
перспективной
потребности
для
условных
пяти
центров
газопотребления Евразии, что
отражает
масштабы
перспективного рынка и его
географических
характе-
ристик. Два из них находятся в
а)
основная часть избыточной схемы транспортной инфраструктуры
центре
Европы,
два
на
Индостанском субконтиненте,
и
один
–
в
центре
Центрального региона Китая.
Центры
потребления
соединяются с возможными
источниками
экспорта
газа
несколькими
возможными
маршрутами
транспор-
б)
схема определения конкурентных цен методом “нетбэк”
тировки газа, которые могут
Рис. 5
оценка конкурентоспособности среднеазиатского газа на рынках
Евразии
сочетать
трубопроводный
морской транспорт посред-ством его конвертации в СПГ.
8
и
Перспективы формарования газовых рынков ЕврАзии: роль среднеазиатского газа
Конкурентоспособность поставщиков определяется исходя из заданной для данного центра
потребления цены импортируемого газа. Далее методом нетбэк для всех рассматриваемых
маршрутов транспортировки газа рассчитываются цены на газ – отпускные для месторождений
России и Средней Азии, и цен на входе заводов по производству СПГ для остальных экспортжров
(для канадских – на входе в питающий их трубопровод из Альберты).
Западный Казахстан: через Россию и Восточную Европу
Ямал: СПГ через Нидерланды
Западная Африка: СПГ через Нидерланды
Персидский залив: СПГ через Нидерланды
Восточная Африка: СПГ через Нидерланды
Юго-Восточная Азия: СПГ через Нидерланды
Мексиканский залив: СПГ через Нидерланды
Океания: СПГ через Нидерланды
Персидский залив: труба через Ближний Восток и Восточную Европу
Восточная Сибирь: труба до Владивостока + СПГ через Нидерланды
Юго-Восток Туркмении: труба через Узбекистан, Казахстан, Россию и Вост. Европу
Ямал: через Россию и Восточную Европу
Сахалин :СПГ через Нидерланды
Юго-Восток Туркмении: труба по АфПак + СПГ через Нидерланды
Юго-Запад Узбекистана: труба через Россию и Восточную Европу
Персидский залив: труба по Ближнему Востоку, Турции + СПГ через Нидерланды
Британская Колумбия: СПГ через Нидерланды
Юго-Запад Узбекистана: труба через Туркмению, АфПак, +СПГ через Нидерланды
а)
для условного центра потребления г.Берлин
Западный Казахстан: труба через Россию и Восточную Европу
Персидский залив: СПГ через Словению
Западная Африка: СПГ через Словению
Восточная Африка: СПГ через Словению
Ямал: СПГ через Словению
Юго-Восточная Азия: СПГ через Словению
Океания: СПГ через Словению
Персидский залив: труба через Ближний Восток и Восточную Европу
Восточная Сибирь: труба до Владивостока + СПГ через Словению
Мексиканский залив: СПГ через Словению
Юго-Восток Туркмении: труба через Иран, Турцию, Восточную Европу
Ямал: через Россию и Восточную Европу
Юго-Восток Туркмении: труба через Узбекистан, Казахстан, Россию и Вост. Европу
Юго-Восток Туркмении: трубы по АфПак + СПГ через Словению
Сахалин: труба по Сахалину + СПГ через Словению
Юго-Запад Узбекистана: труба черезТуркмению, Иран, Турцию, Восточную Европу
Юго-Запад Узбекистана: труба через Казахстан, Россию и Восточную Европу
Персидский залив: трубы по Ближнему востоку и Турции через Словению
Юго-Запад Узбекистана: трубы через Туркмению, по АфПак + СПГ через Словению
Британская Колумбия: СПГ через Словению
б)
для условного центра потребления г.Вена
Рис.6
оценка конкурентоспособности поставщиков газа на Европейском рынке Евразии
9
г.Алма-Ата, 25-26 июня 2014 г.
Юго-Восток Туркмении: труба через Афганистан-Пакистан
Юго-Запад Узбекистана: труба через Туркмению, Афганистан-Пакистан
Западный Казахстан: труба через Узбекистан, Туркмению, Афганистан, Пакистан
Персидский залив: СПГ через Бомбей
Восточная Африка: СПГ через Бомбей
Юго-Восточная Азия: СПГ через Бомбей
Океания: СПГ через Бомбей
Восточная Сибирь: труба до Владивостока + СПГ через Бомбей
Западная Африка: СПГ через Бомбей
Ямал: СПГ через Бомбей
Сахалин: труба по Сахалину+ СПГ через Бомбей
Мексиканский залив: СПГ через Бомбей
Британская Колумбия: СПГ через Бомбей
а)
для условного центра потребления в г.Дели
Юго-Восток Туркмении: труба через Афганистан-Пакистан
Западный Казахстан: труба через Узбекистан, Туркмению, Афганистан
Персидский залив: СПГ через Карачи
Восточная Африка: СПГчерез Карачи
Юго-Восточная Азия: СПГ через Карачи
Океания: СПГ через Карачи
Западная Африка: СПГ+ труба по Пакистану
Сахалин: труба по Сахалину + СПГ через Карачи
Ямал: СПГ через Карачи
Юго-Запад Узбекистана: труба через Туркмению и Афганистан
Мексиканский залив: СПГ через Карачи
Британская Колумбия: СПГ через Карачи
Восточная Сибирь: труба до Владивостока + СПГ через Карачи
б)
для условного центра потребления в г.Исламабад
Юго-Восточная Азия: СПГ через Гонконг
Океания: СПГ через Гонконг
Персидский залив: СПГ через Гонконг
Восточная Африка: СПГ через Гонконг
Ямал: СПГ через Гонконг
Юго-Запад Узбекистана: труба через Казахстан
Восточная Сибирь: труба Иркутск-Улан-Батор
Западная Африка: СПГ через Гонконг
Юго-Восток Туркмении: труба через Таджикистан
Юго-Восток Туркмении: труба через Узбекистан и Казахстан
Сахалин: труба по Сахалину+ СПГ через Гонконг
Юго-Запад Узбекистана: труба через Таджикистан
Мексиканский залив: СПГ через Гонконг
Юго-Восток Туркмении: труба через Афганистан-Пакистан + СПГ через Гонконг
Западный Казахстан: трубы через Узбекистан
Юго-Запад Узбекистана: трубы Афганистан-Пакистан +СПГ через Гонконг
Британская Колумбия: СПГ через Гонконг
Ямал: труба Ямал-Иркутск-Улан-Батор
Восточная Сибирь: + труба до Владивостока + СПГ через Гонконг
в) для условного центра потребления в центре Китая (г.Чаньша)
Рис.7 оценка конкурентоспособности поставщиков газа на юге и востоке Евразии
10
Перспективы формарования газовых рынков ЕврАзии: роль среднеазиатского газа
Для трубопроводного газа учитывается покупательский бонус
(премия) в 5 – 10% от цены СПГ в порту разгрузки (по сути цены
формируемого
мирового
рынка
газа).
Данная
премия
предназначена для стимуляции потребителей к заключению
длительных
контрактов
с
целью
компенсации
фактора
иммобильности трубопроводной инфраструктуры по сравнению с
морским транспортом газа. Полученные значения конкурентных
цен ранжируются по уменьшению, и результаты представляются в
виде таблиц или графиков, на которых для каждого пункта
потребления
показаны
транспортировки.
источники
газа
и
маршруты
его
На рис. 6 и 7 представлены результаты
выполненных оценок конкурентоспособности среднеазиатского газа
по сравнению с другими возможными поставщиками газа на
региональные рынки Евразии.
ИНСТИТУЦИОНАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОГО РЫНКА ЕВРАЗИИ
Обеспечение
энергией,
энергоснабжение
–
это
одна
из
фундаментальных предпосылок для хозяйственной деятельности человека.
Однако проблемы наджжного энергоснабжения стоят перед многими
экономиками с особой силой в связи с тем, что первичные энергоресурсы в
мире распределены не равномерно, и к тому же характеризуются своей
принципиальной ограниченностью, не исключая и возобновляемые виды
энергии. А поскольку технологическая инфраструктура энергетического
сектора экономики оказывает значительное влияние на окружающую
среду, будь то на локальном, местном, региональном или глобальном
уровне,
то
наряду
с
обеспечением
наджжности
энергоснабжения,
экологические характеристики энергетической инфраструктуры являются
основными социальными факторами, учжт которых становится одним из
стимулов для продвижения процессов международного энергетического
сотрудничества.
При этом в качестве механизмов достижения целей
такого сотрудничества возможно использование различных инструментов
и их комбинаций, которые в таблице 3 сведены к шести основным
методам.
11
г.Алма-Ата, 25-26 июня 2014 г.
Таблица 3
Структуризация
сотрудничества: цели и методы
М
е
т
о
д
ы
международного
энергетического
Цели
Минимизация
отрицательного
Надѐжность
антропогенного влияния системы
энергоснабжения
энергоснабжения на природную
среду
Развитие энергетической производственной инфраструктуры
Финансовые инструменты
Правовые механизмы
НИОКР
Информационный обмен
Образование и повышение квалификации
Важное значение для развития институтов международного
энергетического сотрудничества имеет структура и взаимодействие
их акторов, представленная на рис. 8.
Рис. 8
двумерное взаимодействие акторов
энергетического сотрудничества
процессов
международного
Как уже указывалось, на предстоящем этапе развития мирового
газового
рынка
крупной
проблемой
является
вовлечение
в
энергоснабжение “нетрадиционных ресурсов” газа, что несомненно
усложнит решение такой традиционной задачи рынка как поиск
цен. При этом используется такая терминология, как “старый” и
“новый мир”, под которыми подразумеваются новые рыночные
институты, и в первую очередь – ценовые. Такой накал указывает на
рост напряжжнности между акторами, действующими на рынке, и
12
Перспективы формарования газовых рынков ЕврАзии: роль среднеазиатского газа
на необходимость усиления международного сотрудничества по
крайней мере в этом сегменте общеэнергетического рынка.
Связанные с ценами проблемы инвестиционных рисков в газовую
инфраструктуру в обязательном порядке активизируют вопросы
энергетической
безопасности,
вплоть
до
их
обеспечения
обязывающими международными гарантиями.
Хорошим
примером
международной
организации,
действующей в направлении решения вышеописанных задач,
является Договор Энергетической Хартии (ДЭХ)2, в которой состоит
более
полусотни
государств,
в
частности
все
шесть
стран
Центральной Азии, а участниками процесса ДЭХ в качестве
обозревателей являются Китай, Иран и Пакистан. Это существенно
облегчает им решение вопросов, вызванных отсутствием членства в
ВТО для основных производителей газа в регионе – Казахстана,
Туркмении и Узбекистана.
В
целом,
энергетического
возвращаясь
к
сотрудничества,
структуре
можно
международного
признать,
что
для
успешного завоевания значимых позиций Среднеазиатского газа на
перспективных газовых рынках Евразии необходимо обеспечивать
благоприятный базис двух- и многостороннего сотрудничества не
только в деловых и правительственных кругах, но и привлекать к
нему широкий круг экспертов, неправительственных организаций,
воспитывать как профессионалов – от геологов до менеджеров
газораспределительных сетей, так и причастных к этой грандиозной
задаче
политиков, при объективном
информировании всего
населения.
2
ДЭХ имеет четыре столпа:
(а) защита инвестиций;
(б) недискриминационные условия для торговли энергоносителями и обеспечения их надежных
трансграничных и транзитных потоков;
(в) урегулирование споров между государствами или региональными организациями экономической
интеграции, которые подписали и ратифицировали ДЭХ, а также инвестиционных споров между
инвестором и государством пребывания; и
(г) поощрение энергоэффективности и попыток минимизации воздействия на окружающую среду при
производстве и использовании энергии
13
г.Алма-Ата, 25-26 июня 2014 г.
ВЫВОДЫ
При оценке роли и места газа из Средней Азии необходимо
принять
во
внимание
следующие
результаты
оценки
конкурентоспособности различных мировых поставщиков газа на
региональные рынки Евразии:

На Индостанском субконтиненте поставщики газа из Средней Азии имеют неоспоримые
преимущества перед всеми другими, их конкурентоспособность в континентальных районах
Южной Азии максимальная.

В Европе Западно-казахстанский газ наиболее конкурентоспособен среди всех рассмотренных
поставщиков, практически равноэкономичен российскиму СПГ с полуострова Ямал.

Газ Туркмении и Узбекистана практически равноэкономично можно поставлять в Европу по
трубопроводам и посредством СПГ при строительстве новых заводов в Пакистане и Турции.

Наиболее конкурентным является рынок центральных районов Китая, где будет происходить
столкновение интересов Российских и Среднеазиатских экспортжров трубопроводного газа с
производителями СПГ практически со всего мира
Представляется
важным,
что
плодотворное
применение
в
совместных международных усилиях различных комбинаций тржх
основных подходов может оказать существенную помощь в
решении проблем доступа газа из Средней Азии на региональные
газовые рынки Евразии:

Развитие (создание их в тех регионах, где они отсутствуют в настоящее время) организаций по
энергетической безопасности со взаимными обязательствами и гарантиями участников по
обеспечению транзита и взаимного доступа на рынки.

Развитие региональных механизмов торговли газом, включающих своповые поставки для
потребителей различных рынков ЕврАзии.

Широкое использование т.н. “мягких методов” повышения взаимного доверия и развития
сотрудничества – обучение, образование и повышение квалификации; информационный обмен и
проведение совместных исследований, вплоть до совместных технологических разработок.
14