Газовая революция в Китае
В. Богоявленская
Правительство Китая, экономика которого стремится к лидирующей позиции в мире, проводит комплекс мер, направленных на создание избыточного предложения природного газа на внутреннем рынке. С этой целью в Китае приняты государственные программы стимуляции роста предложения природного газа. Одним из результатов является стремительный рост собственной добычи сланцевого газа в КНР, высокие темпы производства синтетического газа и добычи метана из угольных пластов. В разы увеличиваются объемы импортных поставок трубопроводного и сжиженного газа из более чем двадцати стран. Последствием такой политики станет острая конкуренция поставщиков. В статье выполнен прогноз уровней спроса и предложения на газовом рынке Китая в 2020 г., когда планируется начать экспорт газа по новому трубопроводу из России. газовый китай трубопроводный спрос
The government of China, whose economy is committed to a leading position in the world, carries out a complex of measures aimed at the creation of oversupply of natural gas on the domestic market. With that purpose in China adopted the state program of stimulation of growth of natural gas supply. One result is the rapid growth of shale production in China, the high pace of production of synthetic gas and extraction of methane from coal beds. Significantly increase the volume of imports of pipeline gas and LNG from more than twenty countries. The consequence of such a policy will be a sharp competition among suppliers. The article presents the forecast levels of supply and demand in the gas market of China in 2020, when it plans to start exporting gas via new pipeline from Russia.
Тенденции в?газовой отрасли Китая
Длительное время добыча газа в?Китае полностью обеспечивала небольшие внутренние потребности (до 25 - 60?млрд?м3) (рис.?1). С?2000?г. Китай более чем в?пять раз увеличил добычу газа, но потребление росло еще быстрее и в?2007?г. оно обогнало добычу (рис.1). При этом разрыв увеличивается нарастающим темпом и в?Китае возникла потребность компенсировать нехватку газа, влияющую на его стоимость. По данным «BP Energy Outlook 2016» (далее - BP), в?2010 г. разрыв достиг 11,5, а?в?2015?г. - 59,3?млрд?м3 (потребление - 197,3, а?добыча - 137,96?млрд?м3). Правительство Китая решило задействовать все возможные внутренние и?внешние источники природного газа, чтобы избежать дефицита, а?также обеспечить собственную энергетическую безопасность и?максимальную ценовую конкуренцию экспортеров газа. Такими источниками в?планах правительства КНР являются: импорт по трубопроводам из Центральной Азии, России и?Мьянмы, импорт сжиженного природного газа (СПГ) через морские терминалы (рис.?2), собственная добыча природного газа из традиционных коллекторов, добыча метана из угольных пластов (МУП) и?производство синтетического газа из угля, а?также добыча сланцевого газа (СГ). Основные государственные стратегические планы по изменению внутреннего газового баланса Китая должны быть полностью реализованы к?2030 - 2035?гг.
К?2019 - 2020?гг. приурочено начало поставок газа ПАО «Газпром» по трубопроводу из России «Сила Сибири» в?объеме до 38?млрд?м3(нарастающими в?первые годы объемами от 10 до 38?млрд?м3) в?течение 30?лет, всего более 1?трлн?м3 по контракту с?Китайской национальной нефтяной корпорацией CNPC (China National Petroleum Corp.), подписанному в?мае 2014?г. на сумму 400?млрд?долл. [1]. Стоимость строительства российского участка трубопровода «Сила Сибири» протяженностью около 4?тыс.?км, финансируемого российской стороной, по разным данным составляет 55 - 70?млрд?долл. Проект расположения трубопровода предусматривает прохождение через города Благовещенск и?Хабаровск, что обеспечивает выход газа во Владивосток, где планируется строительство завода СПГ (рис. 2 - желтый треугольник) и?газификация ряда отечественных населенных пунктов. Строительство газопровода началось в?сентябре 2014?г., проложено более 200?км. Кроме того, прорабатывается дополнительный проект «Сила Сибири-2» («Алтай») с?возможными поставками до 30?млрд?м3 газа из Западной Сибири (с?потенциалом увеличения до 100?млрд?м3).
В?предыдущие годы разница между потреблением и?добычей газа в?КНР покрывалась импортным газом, доставляемым по трубопроводам и?через терминалы СПГ.
Правительство Китая решило задействовать все возможные внутренние и внешние источники природного газа, чтобы избежать дефицита, а также обеспечить собственную энергетическую безопасность и максимальную ценовую конкуренцию экспортеров газа.
Начиная с?14 декабря 2009?г. Китай импортирует газ по трубопроводам из Туркменистана по Трансазиатскому газопроводу «Туркменистан-Узбекистан-Казахстан-Китай» протяженностью около 7?тыс.?км и?пропускной способностью - 40?млрд?м3 в?год [2], а?с?2013?г. - из Мьянмы (12?млрд м3 в?год). Поставки туркменского газа в?2014 и?2015?гг. составили около 26 и?28?млрд?м3. В?настоящее время в?плановых поставках учтена доля Казахстана - 10?млрд?м3 в?год, однако после завершения строительства новой линии газопровода Туркменистан будет поставлять в?2020?г. 65?млрд?м3 в?год [3], что близко к?уровню экспорта в?Россию в?недавнем прошлом. Поставки из Казахстана могут быть расширены до 15?млрд?м3 в?год [4].
В?июне 2010?г. было подписано межправительственное соглашение о?ежегодных поставках в?Китай 10?млрд?м3 газа из Узбекистана [5], имеющего значительные запасы. Помимо этого в?Китай начнет экспортировать газ?работающее в?Узбекистане ПАО «ЛУКОЙЛ», подписавшее в?2010?г. контракт с?CNPC. ПАО «ЛУКОЙЛ» реализует в?Узбекистане два газовых проекта с?плановым уровнем добычи газа 12?млрд?м3 к?2018 г. и с?перспективой увеличения до 19?млрд?м3 в?год.
Стоимость строительства российского участка трубопровода «Сила Сибири» протяженностью около 4 тыс. км, финансируемого российской стороной, составляет 55 - 70 млрд долл.
CNPC активно ищет для приобретения новые нефтегазовые активы: в?2012?г. CNPC выкупила треть доли в?соглашении о разделе продукции (СРП) в?разработке таджикского месторождения «Бохар», а?в?2013?г. - 8,33?% акций гигантского нефтегазового месторождения Кашаган (запасы газа более 1?трлн?м3) на шельфе Северного Каспия в?Казахстане.
В?2014?г. Китай закупал СПГ в?17 странах в?общем объеме 19,9?млн?т (27,5?млрд?м3 природного газа), при этом основные поставщики реализовали 14,13?млн?т (86?%) газа: Катар - 33,9?%, Австралия - 19,1?%, Малайзия - 15?%, Индонезия - 12,8?% и?Йемен - 5,2?% [6]. Поставки российского СПГ с?завода компании Sakhalin Energy (проект «Сахалин-2»), размещенного в?районе поселка Пригородное (рис.?2 - красный треугольник), составили всего 0,65?% закупок СПГ Китая (или 1,2?% долю из производства 10,9?млн?т в?2015 г.?на российском заводе). Такие символические закупки из России, как и?из ряда других стран, служат, видимо, для поддержания символических торговых связей и?обострения конкуренции. Закупки СПГ в?2014?г. составили 53,9?% общего импорта газа Китая. К?2020?г. импорт СПГ по уже заключенным контрактам составит 50 - 55?млрд?м3 в?год (включая 6,6 млрд?м3 по проекту «Ямал СПГ»), при том, что принимающие мощности терминалов СПГ смогут обеспечить после 2018?г. прием 95?млрд м3 газа в?год [7]. На рис.?2 красными точками показаны 11 действующих терми налов, а?также строящиеся и?проектируемые терминалы Китая (зеленый и?желтый цвета
В 2014 г. Китай закупал СПГ в 17 странах в общем объеме 19,9 млн т (27,5 млрд м3 природного газа).
Ввоз СПГ в?Китай активно увеличивается, чему способствует впечатляющее снижение его цены. Базовым маркером цен на СПГ в?Азиатско-Тихоокеанским регионе является Japan Spot LNG. Отметим, что основные взлеты цен на СПГ связаны с?сейсмическими событиями (землетрясениями) и?цунами (рис.?3). Наиболее сильный региональный дефицит газа обусловлен катастрофическими последствиями разрушительных Великого восточно-японского землетрясения (магнитуда около 9, эпицентр в?акватории Тихого океана в?70 км от побережья острова Хонсю) и?цунами, произошедших 11?марта 2011?г. и приведших к?катастрофе атомной электростанции (АЭС) «Фукусима-1». Атомные реакторы других АЭС были остановлены для проверки. Это привело к?небывалому росту цен на СПГ и?другие энергоносители. В?2012 г. в?Японию прибыло 1533 газовоза, что составляет 38,5?% от общемирового числа рейсов газовозов (3982), а?совместно с?Южной Кореей эта доля составила 52,8?% [8]. Благодаря сланцевой революции цена газа на рынке США стала в?4 - 6 раз меньше чем в?Азии. Цены на СПГ Japan Spot LNG, достигнув максимума в?2012?г. на уровне 18,11?долл. за МБТЕ (миллион британских тепловых единиц), или около 650?долл./тыс. м3 (рис.?3), начали медленно снижаться до 15,5?долл. в?конце 2014?г., а?с?начала 2015?г. стали резко падать (особенно в?марте - мае) до 6?долл/МБТЕ (214?долл./тыс. м3) к?августу 2016?г. по ценам контрактов (contract-based price), и?до 4,5?долл/МБТЕ (161?долл/тыс.?м3) по цене свободного предложения по прибытию (arrival-based price) [9]. Это снижение в?значительной степени обусловлено конкуренцией среди поставщиков СПГ и?решением властей Японии о?вводе в?работу большей части остановленных АЭС.
Очевидно, что происходящий рост экспорта СПГ из США приведет к?дополнительному снижению мировых цен на газ. 23 августа 2016 г. в?порт Яньтянь на юге Китая прибыл первый танкер Maran Gas Apollonia компании Shell с?СПГ из экспортного терминала Sabine Pass США, построенного в?Мексиканском заливе. Поставки СПГ из США на рынки Китая, Японии и?Южной Кореи стали дешевле и?быстрее после расширения Панамского канала. Так, стоимость транспортировки по этому маршруту снизилась с?1,4 до 1,02 за МБТЕ (с 50 до 36?долл/тыс.?м3). Сокращение транспортных расходов может придать дополнительный импульс снижению цен на СПГ. Спот-цена на газ в?Henry Hub в?США уже снижалась ниже 2?долл. за МБТЕ (71,6?долл/тыс. м3). Если учесть расходы на транспорт, то расхождение между ценами в?США и в?Японии составит почти 100 %. Это очень привлекательный стимул для компаний США ускорить строительство заводов СПГ, пока расхождение цен дает сверхприбыль. Строительство новых экспортных терминалов в?США вблизи месторождений сможет обеспечить цену отгрузки до сжижения ниже 1,5?долл. за МБТЕ, в?частности в?Мэриленде у крупнейшего в?мире сланцевого месторождения «Марселлус». Составит ли этот газ конкуренцию поставкам ОАО «Ямал СПГ», акционерами которого являются CNPC (20?%) и?Фонд Шелкового пути (9,9?%) с?общей долей производства СПГ 6,6?млрд?м3 (4,8?млн?т)? 29?июня 2016?г. ОАО «Ямал СПГ» сообщило о?получении первого транша в?размере 0,45?млрд?евро в?рамках кредитных договоров, подписанных 29?апреля 2016?г. с?Банком развития Китая и?Экспортно-импортным банком Китая. Финансирование от китайских банков составит 18,4?млрд?долл., из которых уже инвестировано более 4,6?млрд?долл. [11].
Правительство Китая поставило цель к?2020?г. увеличить добычу из традиционных залежей до 184?млрд?м3 [12]. При этом вся добыча в?2015?г. составила около 138?млрд?м3 (рис.?1).
В?2012?г. Национальное энергетическое агентство Китая прогнозировало рост годовой добычи СГ к?2020?г. до 60 - 100?млрд?м3[12]. В?2014?г. прогноз был снижен до уровня 30?млрд?м3, однако приведенные ниже данные о?приросте добычи в?2015 - 2016?гг. говорят о большей вероятности реализации оптимистичного сценария. Ситуация меняется стремительно: благодаря либерализации рынка СГ в?Китае, в?частности прав собственности на СГ и?отказа от государственного регулирования цен на него, в?2016 г. к?разработке сланцевых месторождений приступили иностранные компании, включая BP. Согласно данным BP, к?2035?г. доля СГ составит четверть от общей добычи газа в?мире, при этом его основная часть будет добываться именно в?Китае [13].
Закупки СПГ в 2014 г. составили 53,9 % общего импорта газа Китая.
Компания Chevron начала добычу СГ на месторождении Qiannan на основании СРП и?реализует проект по переработке газа Chuandongbei Gas Project объемом 12?млрд?м3 в?год в?бассейне Sichuan (Сычуань), для чего построен газоперерабатывающий завод (рис.?4) [14]. Компании Halliburton Co. и?Petrotech договорились об оказании совместных сервисных услуг по бурению и?гидроразрыву пласта (ГРП) для освоения гигантского бассейна СГ Tarim, второго по ресурсам после бассейна Сычуань [15].
Планируемый прирост добычи МУП, вероятно, обеспечит в?2020?г. около 40?млрд?м3 газа при нынешних около 18?млрд?м3 [12, 16]. Для стимулирования добычи МУП и?СГ в?Китае были установлены субсидии в?2009 и?2013?гг., соответственно, в?32 и?64?доллара за одну?тыс.?м3 [17]. C?марта 2016?г. по 2020?г. субсидии для добывающих угольный метан компаний были дополнительно повышены на 50?% [18]. Первый коммерческий трубопровод для транспорта МУП начал работать в?2009?г., соединив бассейн Qinshui с?национальным магистральным газопроводом «Запад-Восток». Помимо него уже несколько МУП-газопроводов было построено в?провинции Shanxi на севере КНР и?еще несколько строятся. В?Китае используют множество сжижающих МУП газовых станций и?автогазовозов для его транспорта к?центрам потребления.
Очевидно, что происходящий рост экспорта СПГ из США приведет к дополнительному снижению мировых цен на газ.
Производство синтетического газа из угля CTG (coal-to-gas) или SNG (synthetic natural gas) пока еще является новым направлением в?отрасли: в?2014?г. было произведено чуть больше 2?млрд?м3 на двух предприятиях: Datang Group в?северной части провинции Внутренняя Монголия и?Kingho Energy Group на северо-западе провинции Xinjiang. Их совокупная производительность не превышает 3?млрд?м3 в?год. Три других проекта находятся в?стадии строительства, включая Sinopec Zhundong, крупнейший в?Китае CTG-проект стоимостью 11,3?млрд?долл. и?производительностью 8?млрд?м3/год, расположенный в?Xinjiang [19]. Он будет завершен в?2017?г. и?соединен с?трубопроводом для поставки газа на восток Китая с?пропускной способностью в?30?млрд?м3/год. Еще 15 проектов согласовано для строительства. Общая производительность всех предприятий составит более 80?млрд?м3 в?год [12]. К?2020?г. производство синтетического газа из угля может составить по плану около 50?млрд?м3 в?год [20], чему способствует снижение мировых цен на уголь.
Китайское правительство уделяет приоритетное внимание добыче СГ, которая должна обеспечить наибольший прирост собственных поставок на рынок газа Китая и?снизить зависимость от импорта. Одна из особенностей основных газоносных бассейнов Китая состоит в?том, что традиционные залежи природного газа и?сланцевые формации локализованы на одних территориях, и?могут разрабатываться, используя общую промысловую и?транспортную инфраструктуру, что будет влиять на снижение себестоимости добычи, а?значит, стимулировать рост ее объемов. Благодаря опережающему развитию сланцевых месторождений внутренняя добыча Китая может превысить плановые показатели, для ее развития не требуется создавать инфраструктуру «с нуля». Темпы роста добычи СГ в?Китае стремительно нарастают, опережая США. Ее отличительной особенностью является мощная и?всесторонняя государственная поддержка. Она состоит из комплекса следующих мер: