Везде
Перспективы российского газа в Китае
Оглавление
Аннотация Оценить Содержание публикации
Библиография Комментарии
Поделиться
QR
Метрика
Перспективы российского газа в Китае
Аннотация
Код статьи
S013128120027172-0-1
DOI
10.31857/S013128120027172-0
Тип публикации
Статья
Статус публикации
Опубликовано
Авторы
Кондратов Дмитрий  
Должность: Ведущий научный сотрудник
Аффилиация: Институт экономики РАН
Адрес: Российская Федерация, 117997, Москва, Нахимовский проспект, 32
Выпуск
Выпуск №4
Страницы
46-72
Аннотация

В статье представлены анализ текущего состояния и прогнозы долгосрочного развития китайского рынка природного газа, а также рассмотрены перспективы увеличения поставок в КНР российского ископаемого топлива.

Ожидается, что к концу 2030 г. КНР по потреблению газа может догнать и перегнать Европу. К 2030 г. совокупный объем спроса на газ в Поднебесной составит 390-560 млрд куб. м, что почти в 1,5 раза выше уровня 2022 г.

В период экономического замедления дисбаланс спроса и предложения на мировом углеводородном рынке ведет к его дестабилизации. Чтобы заранее спрогнозировать такие ситуации, специалисты международных и российских организаций (Международное энергетическое агентство, BPp.l.c., Институт энергетических исследований РАН, Институт экономики энергетики Японии) и консалтинговых компаний (IHSMarkit) периодически готовят работы об эволюции мировых энергетических рынков и ее последствиях для крупнейших стран — потребителей газа. Практически все исследования пока не готовы в обозримом будущем назвать период пикового спроса на газ в КНР, что дает основания назвать XXIвек веком газовой трансформации.

Также автор дает оценку перспективам расширения российского присутствия на китайском газовом рынке и предлагает рекомендации по использованию потенциала развития энергетического сотрудничества КНР и России.

После запуска газопровода «Сила Сибири» северо-восточные и восточные провинции Китая, находящиеся вблизи российской границы, будут насыщены российским газом. В свою очередь, недостаточное развитие газовой инфраструктуры Китая (нехватка трубопроводных мощностей, газовых хранилищ, распределительных сетей) не позволит увеличить экспорт при строительстве Россией дополнительных мощностей. Еще в большей степени это касается проекта «Сила Сибири-2».

 

Наиболее перспективным направлением увеличения экспорта российского газа в КНР является организация поставок российского СПГ в приморские районы Китая, в которых прогнозируется устойчивый рост спроса на газ.

Ключевые слова
Китай, газ, российско-китайское энергетическое сотрудничество, топливно-энергетический сектор КНР
Классификатор
Получено
20.07.2023
Дата публикации
01.09.2023
Всего подписок
16
Всего просмотров
330
Оценка читателей
0.0 (0 голосов)
Цитировать Скачать pdf
Доступ к дополнительным сервисам
Дополнительные сервисы только на эту статью
Преимущества сервисов
100 руб. / 1.0 SU
Дополнительные сервисы на весь выпуск”
Преимущества сервисов
1020 руб. / 16.0 SU
Дополнительные сервисы на все выпуски за 2023 год
Преимущества сервисов
4590 руб. / 91.0 SU
1 В настоящее время энергетика КНР находится в состоянии трансформации. Эти изменения связаны с последовательным переходом китайской экономики к постиндустриальной модели, для которой, в частности, характерны увеличение доли сферы услуг в ВВП при уменьшении удельного веса промышленности, рост потребности в экологически чистых технологиях и изменение потребительских предпочтений.
2 Международные эксперты также отмечают переход китайской энергетики к более экологичной, диверсифицированной и менее энергоемкой модели развития. Тем не менее скорость указанных изменений пока не определена.
3 В настоящий момент развитие энергетики Китая определяется следующими факторами:
4 – Китай — самая густонаселенная страна в мире. Экономика страны — как по номинальному ВВП, так и по паритету покупательной способности — одна из крупнейших. Быстро увеличивающееся потребление всех основных видов энергии сделало Китай одним из важнейших участников международной торговли невозобновляемыми источниками энергии, такими как нефть, газ и уголь;
5 – Китай — второй по величине мировой потребитель жидких углеводородов после США;
6 – действующие нефтяные месторождения в стране вступили в зрелую фазу своего развития, пик добычи на них практически пройден. Ведущие компании страны фокусируют свое внимание на геологоразведке внутренних областей Западного Китая и шельфа, а также на разработке сланцевых месторождений;
7 – несмотря на увеличение потребления газа, его доля в 2022 г. составила лишь 8,5 % от общего объема потребления первичной энергии;
8 – Китай обладает крупными ресурсами нетрадиционных углеводородов, освоение которых может повлиять на долгосрочные перспективы импорта нефти и газа;
9 – Китай — мировой лидер по добыче и потреблению угля. По оценкам Международного энергетического агентства, в 2022 г. на страну приходилось 50,9 % добычи и 53,0 % мирового потребления угля;
10 – для КНР характерна относительно невысокая доля традиционной биомассы и отходов в первичном потреблении энергии. По оценкам Государственного статистического управления КНР, на 2022 г. она составляла лишь 3,5 %, или 124,8 млн т н.э., что отличает энергобаланс КНР от многих стран Азиатско-Тихоокеанского региона, в частности Мьянмы (доля биомассы и отходов в ее потреблении ПЭР — 71,4 %, по данным за 2020 г.), Вьетнама (25,4 %), Индии (18,5 %) и Индонезии (12,7 %);
11 – Китай — один из ключевых игроков в сфере развития возобновляемой энергетики и низкоуглеродных технологий, а также крупнейший экспортер оборудования для солнечной энергетики;
12 – Китай активно участвует в зарубежных энергетических проектах с целью получения новых технологий, повышения своей энергетической безопасности, создания производственных цепочек и т.д.;
13 – Китай лидирует по выбросам СО2 от энергетических источников (31,8 % от мировой эмиссии), что негативно сказывается на окружающей среде, международном положении страны и отчасти на социально-политической обстановке. Власти Китая пытаются ограничить рост выбросов СО2 за счет развития ВИЭ, газовой генерации и других видов низкоуглеродной энергетики.
14 Таблица 1 / Table 1
15 Основные макроэкономические и энергетические показатели Китая
16 Main macroeconomic and energy indicators of China
Показатель 2010 2022
ВВП, по ППС в постоянных ценах 2015 г., трлн долл. США 13,81 30,67
Доля в мировом ВВП, % 14,0 21,4
Добыча ЖУВ, млн барр./сут. 4,08 4,2
Доля в мировой добыче ЖУВ, % 4,7 4,1
Потребление ЖУВ, млн барр./сут. 9,07 15,01
Доля в мировом потреблении ЖУВ, % 10,3 15,0
Импорт нефти, млн барр./сут. 4,08 10,19
Доля в мировом импорте нефти, % 9,8 22,8
Добыча газа, млрд куб. м 91,5 212,5
Доля в мировой добыче газа, % 2,9 5,2
Потребление газа, млрд куб. м 107,9 366,3
Доля в мировом потреблении газа, % 3,4 9,1
Импорт газа (включая трубопроводный), млрд куб. м 16,48 147,80
Доля в мировом импорте газа, % 1,6 11,1
Импорт СПГ, млн т (млрд куб. м) 9,6 (12,9) 63,4 (85,7)
Доля в мировом импорте СПГ, % 4,3 15,9
Добыча угля, млн т 3140 4237
Доля в мировой добыче угля, % 47,0 50,9
Потребление угля, млн т 3183 4250
Доля в мировом потреблении угля, % 45,0 53,0
Источники:Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023); IEA (2022), Coal Market Report // International Energy Agency. URL: https://www.iea.org/reports/coal-2022 (дата обращения: 13.07.2023); OPEC (2023). Annual Statistical Bulletin 2023 (ASB) // OPEC. URL: https://asb.opec.org/ (дата обращения: 13.07.2023).
17 Энергетика является одной из приоритетных сфер сотрудничества России и Китая. Укреплению и расширению российско-китайского энергетического партнерства способствует несколько факторов. Как крупнейший производитель энергоресурсов, Россия заинтересована в бесперебойных поставках и стабильных ценах, а Китай может выступать платформой для разработки единых принципов торгово-экономической политики. Воздействие на рынки энергоресурсов может осуществляться за счет скоординированной политики двух государств, имеющих в совокупности значимую долю на мировом энергетическом рынке.
18 Западные санкции в отношении российских нефтегазовых предприятий и проектов, а также давление властей США на Евросоюз и перспективы наращивания экспорта американского СПГ подтолкнули Россию к поиску альтернативных европейскому направлений поставок энергоресурсов. В этих условиях Китай, испытывающий дефицит энергоресурсов, является перспективным рынком для России.
19 Среди основных направлений — наращивание поставок газа в Китай, а также привлечение инвестиций в российский ТЭК.
20

Газовая промышленность КНР
21 Рост интереса к природному газу — одна из общих черт в стратегиях перехода на низкоуглеродные технологии китайских нефтегазовых компаний. Все они объявили о планах по увеличению доли природного газа в своих портфелях как внутри страны, так и за рубежом.
22

Структура отрасли
23 Тремя основными добывающими компаниями Китая (CNPC, Sinopec и CNOOC) в 2022 г. было добыто 85,6 % сырья в стране. Крупнейшей нефтегазодобывающей компанией Китая является CNPC: 126,6 млрд куб. м (59,6 % добычи газа в стране). К началу 2022 г. реализовывалось 29 совместных проектов CNPC с зарубежными компаниями по добыче нефти и газа в КНР. В 2022 г. добыча газа Sinopec в Китае составила 35,4 млрд куб. м (16,6 % добычи газа в стране), CNOOC — 20,1 млрд куб. м (9,4 %).
24

25 Рис. 1. Добыча газа по крупнейшим компаниям КНР (тыс. барр. н.э./сут.) и его доля в производственном балансе (%)
26 Figure 1. Gas production by China's largest companies (thousand barrels of oil equivalent per day) and its share in the production balance (%)
27 Источники: составлено по: Annual Gas Market Report 2023: GECF. // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit., January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/ show/phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022).
28 К 2025 г. CNPC планирует довести долю природного газа (в добыче ископаемого топлива) до 48,6 %, что на 1,9 п.п. выше уровня 2022 г. Sinopec наметила ежегодное наращивание добычи природного газа в среднем более чем на 10 % в течение следующих трех лет. CNOOC обязалась нарастить объемы природного газа до 33 % от общего объема добычи к 2025 г.
29 Переход от жидких углеводородов к природному газу видится как тенденция, которая проявилась в стратегиях нефтяных корпораций еще до того, как Китай поставил новые климатические цели. Как мы уже отмечали ранее1, природный газ считается наиболее эффективным, практичным и доступным средством достижения поставленных целей; добыча его растет быстрее, чем добыча нефти. Кроме того, при текущих ценах на природный газ на газораспределительных станциях, устанавливаемых государством, традиционная добыча природного газа на внутреннем рынке является прибыльной. Сланцевый природный газ на китайском рынке также может оказаться на уровне безубыточности при продолжении выделения субсидий и налоговых льгот со стороны центрального правительства.
1. См.: Кондратов Д. Будущее мирового рынка природного газа // Российский внешнеэкономический вестник. 2022. № 1. С. 66–82. DOI: 10.24412/2072–8042–2022–1–66–82
30 Китайские ННК в настоящее время представляют собой высокоразвитые, мирового масштаба «гибридные» производственно-технологические комплексы, нечто среднее между привычными международными мейджорами (такими как BP, ExxonMobil, Shell и Chevron) и принадлежащими государству национальными нефтяными, нефтеперерабатывающими и нефтехимическими компаниями. Можно сказать, что такие международные национальные топливно-энергетические корпорации уже стали примером новой категории игроков на мировом рынке ТЭК.
31 За счет целенаправленной государственной политики Китаю удалось за 20 с небольшим лет реализовать то, что задумывалось в СССР при организации межотраслевых научно—технических комплексов, таких как МНТК «Нефтеотдача», «Союзнефтепромхим», «Порошковая металлургия», «Микрохирургия глаза» и др., целью которых было «проведение всего цикла работ по созданию и освоению производства высокоэффективных видов техники, технологий и материалов новых поколений» (Постановление ЦК КПСС и СМ СССР от 12 декабря 1985 г. № 1230).
32

Запасы
33 По данным Energy Institute2, на конец 2020 г. доказанные запасы газа в Китае составляли 8,4 трлн куб. м (4,5 % мировых запасов), по оценкам ОПЕК3 — 3,1 трлн куб. м (1,5 %). По запасам газа Китай занимает первое место в Азиатско-Тихоокеанском регионе. Отметим, что за период с 1998 г. по настоящее время объем доказанных запасов газа в Китае увеличился в 6,1 раза (по оценкам ОПЕК — в 2,51 раза), что отражает интенсивность проводимых в стране геологоразведочных работ. В перспективе также следует ожидать дальнейшего прироста доказанных запасов.
2. Statistical Review of World Energy: Energy Institute // Energy Institute. June 2023. URL: https://www.energyinst.org/statistical-review (дата обращения: 13.07.2023).

3. OPEC (2023). Annual Statistical Bulletin 2023 (ASB) // OPEC. URL: https://asb.opec.org/(дата обращения: 13.07.2023).
34 Запасы природного газа в КНР сосредоточены в следующих районах: провинция Сычуань — Сычуанский бассейн, провинция Шэньси — бассейн Ордос, провинция Цинхай — бассейн Кайдам и Синьцзян-Уйгурский автономный район — Таримский и Джунгарский бассейны. Запасы на старейших газовых месторождениях в Сычуанском бассейне составляют около 1–1,5 трлн куб. м. Освоение нефтегазовых запасов региона связано с техническими трудностями, поскольку газ частично залегает в плотных (труднопроницаемых) коллекторах.
35

36 Рис. 2. Доказанные запасы газа в Китае, трлн куб. м
37 Figure 2. Proven gas reserves in China, trillion cubic meters m
38 Источники: OPEC (2023). Annual Statistical Bulletin 2023 (ASB) // OPEC. URL: https://asb.opec.org/ (дата обращения: 13.07.2023); Statistical Review of World Energy: Energy Institute. June 2023 // Energy Institute. URL: https://www.energyinst.org/statistical-review (дата обращения: 13.07.2023).
39 Запасы природного газа в пределах Таримского бассейна оцениваются в 1 трлн куб. м (крупные месторождения — Кела, Дина и Дабэй), что говорит о колоссальных перспективах еще практически не изученного с геологической точки зрения региона, степень геологической изученности которого в настоящее время не выше 12 %. Однако сложные геологические условия и удаленность бассейна от основных потребляющих регионов делают его освоение слишком дорогим.
40 Другими крупными газовыми месторождениями северо-запада Китая могут стать недавно открытые залежи в бассейне Юнгар (Junggar) в Синьцзян-Уйгурском АР и бассейне Кайдам (Qaidam) в провинции Цинхай.
41 Ключевые запасы бассейна Ордос сосредоточены в пределах месторождений Чанцинь, крупнейшее — Сулидж, запасы которогодостигают около 0,5 трлн куб. м.
42 Запасы природного газа в бассейне Кайдам превышают 0,2 трлн куб. м. Их основная часть приходится на крупнейшее месторождение региона — Сабей. Запасы попутного нефтяного газа в бассейне Сунляо, на северо-востоке Китая, составляют 0,4 трлн куб. м.
43 Запасы газа на шельфе Южно-Китайского моря (бассейн Йингехай, комплекс Панью) оцениваются в 1–2 трлн куб. м, на шельфе Восточно-Китайского моря (блоки Бокси и Бонан) — свыше 150 млрд куб. м. До настоящего времени остаются неурегулированными территориальные споры в акватории Южно-Китайского моря с Вьетнамом, Индонезией, Малайзией, Филиппинами и Брунеем, а также в акватории Восточно-Китайского моря с Японией.
44 Запасы метана угольных пластов бассейнов Циньшуй и Ордос (восточная часть), контролируемые CNPC, по итогам проведенных в 2012 г. геологоразведочных работ превысили 200 млрд куб. м. В этой области на территории страны работает ряд совместных предприятий с зарубежными нефтегазовыми компаниями. Кроме того, CNPC изучает запасы сланцевого газа в провинциях Сычуань (в т.ч. в рамках СРП с BP по блокам Neijiang-Dazu и Rongchangbei) и Юннань, а Sinopec — в муниципалитете Чунцин. По оценкам Управления энергетической информации США, извлекаемые запасы сланцевого газа Китая составляют 31,2 трлн куб. м, что ставит страну на первое место по данному показателю в мире (доказанные запасы, по состоянию на начало 2017 г. — 544 млрд куб. м).
45 Большая часть доказанных запасов сланцевого газа в Китае находится в Сычуани и Таримском бассейне в южных и западных регионах страны, а также в бассейнах на севере и северо-востоке КНР. По данным Министерства земельных ресурсов Китая, ресурсы сланцевого газа оцениваются на уровне 24,7 трлн куб. м, доказанные запасы сланцевого газа в стране по состоянию на конец апреля 2018 г. составляли более 1 трлн куб. м, в т.ч. более 600 млрд куб. м — запасы крупнейшего месторождения сланцевого газа в стране Chongqing Fuling. Оператором месторождения является Sinopec.
46

Добыча природного газа
47 По данным Форума стран-экспортеров газа и JODI со ссылкой на Государственное статистическое управление КНР в 2022 г., несмотря на введение антиковидных мероприятий и замедление экономической активности, на территории КНР было добыто 212,5 млрд куб. м природного газа, что на 3,7 % выше уровня 2021 г. С 2010 г. объемы газодобычи в стране увеличились в 2,35 раза, главным образом за счет освоения месторождений газа из плотных пород и сланцевого газа. Так, по оценкам Форума стран-экспортеров газа, с 2010 по 2022 г. добыча на труднопроницаемых месторождениях составила 50,3 млрд куб. м, что в 3 раза выше уровня 2010 г.
48 В 2022 г. увеличилась добыча сланцевого газа на 15,8 % г/г до 26,4 млрд куб. м, или 12,4 % к суммарной добыче ископаемого ресурса. По данным компании Sinopec, в 2021 г. добыча газа на крупнейшем сланцевом месторождении Fuling составила 9,98 млрд куб. м, что на 1,53 млрд куб. м выше уровня 2020 г.
49 Как мы уже отмечали ранее4, для извлечения газа из сланцевых пород путем гидроразрыва пласта необходимо большое количество воды, а в КНР с ней проблемы. Из-за загрязнения промышленными отходами более половины водных ресурсов страны стали непригодными для питья, а треть — и для промышленного использования. Поскольку при добыче сланцевого газа в используемую для гидроразрывов воду добавляют специальные химические растворы, которые приводят к загрязнению грунтовых вод, для КНР этот вариант не может являться оптимальным.
4. См: Кондратов Д. Будущее мирового рынка природного газа // Российский внешнеэкономический вестник. 2022. № 1. С. 66–82. DOI: 10.24412/2072–8042–2022–1–66–82
50 Еще одна проблема добычи газа из сланцев заключается в том, что такой способ извлечения может спровоцировать землетрясения. В КНР и так нередки сильные подземные толчки, которые приводят к многочисленным разрушениям и человеческим жертвам. Кроме того, себестоимость сланцевого газа гораздо выше, чем традиционного.
51 5 сентября 2018 г. Государственный совет КНР выпустил программный документ под названием «Дополнительные меры по координации и устойчивому развитию газового сектора» (Several Opinions of the State Council on Promoting Coordinated and Stable Development of Natural Gas), в котором говорится о необходимости активизировать внутренние усилия по разведке и разработке и углубить реформу системы управления разведкой и добычей нефти и газа. В соответствии с этим документом, все нефтегазовые предприятия обязаны всесторонне увеличивать инвестиции внутренних фондов разведки и разработки и соответствующие объемы работ, чтобы обеспечить рост собственной добычи природного газа в КНР до 230–250 млрд куб. м в год уже в 2025 г. и до 280–330 млрд куб. м в год — к 2030 г.
52 Отдельно необходимо отметить добычу газа из сланцевых пород и угольных пластов как фактор изменения китайского газового рынка. Китай располагает значительными запасами сланцевых углеводородов и, в частности, сланцевого газа. Заметны успехи китайской промышленности в разработке чрезвычайно сложных месторождений сланцевого газа, однако условия залегания газа, в частности, в провинции Сычуань, делают добычу достаточно дорогой. Необходимость бурения большего, чем, например, в США, количества скважин на большую глубину для добычи сопоставимого количества газа заметно увеличивает себестоимость добычи газа в Китае, однако его стоимость на устье скважины остается существенно меньше стоимости импортного СПГ. Таким образом, после решения проблемы транспортной инфраструктуры и проблем, связанных с добычей, сланцевый газ может начать играть значительную роль на газовом рынке КНР.
53

54 Рис. 3. Добыча газа в Китае, млрд куб. м
55 Figure 3. Gas production in China, bcm
56 Источники: Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables, January 2022 // Ihs Markit. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/phoenix/ 392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx? ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
57 В 2022 г. добыча метана из угольных пластов составила 11,2 млрд куб. м. Основные регионы — Цинхуа в Синьцзяне, Кэци в Датане, Хуэйнэн и Синьтянь во Внутренней Монголии. Из-за высокой стоимости добычи и недостаточных инвестиций в производство рост добычи метана из угольных пластов происходит медленно. Учитывая масштабы добычи угля в КНР, сопутствующий метан является ценным ресурсом, который можно использовать в качестве топлива. Тем не менее, несмотря на активную политику правительства КНР по стимулированию установки оборудования для сбора и хранения метана на угольных шахтах, этот ресурс пока не используется должным образом.
58 Анализ спутниковых данных5, проведенный специалистами Национального управления океанических и атмосферных исследований США (NOAA, National Oceanic and Atmospheric Administration) и Института космических исследований Нидерландов (Netherlands Institute for Space Research), показывает, что в 2010е гг. рост выбросов метана с территории КНР продолжал расти. В частности, это свидетельствует о том, что в угольной промышленности Китая метан продолжает в значительной мере выбрасываться в атмосферу, а не направляться в локальную газотранспортную систему. Следовательно, на текущий момент метан из угольных пластов остается в значительной степени невостребованным.
5. Miller S., Michalak A., Detmers R., Hasekamp O., Bruhwiler L.,. Schwietzke S. China’s Coal Mine Methane Regulations have not Curbed Growing Emissions // Nature Communications. 2019. Vol. 10: 303. P. 1–8. DOI 10.1038/s41467–018–07891–7. URL: https://pubmed.ncbi.nlm.nih.gov/30696820/(дата обращения: 03.11.2022).
59

Потребление газа
60 По оценкам Государственного статистического управления КНР и Форума стран-экспортеров газа, в 2022 г. потребление природного газа снизилось на 1,7 % (к уровню 2021 г., впервые с 2005 г.) — до 360,5 млрд куб. м. Однако, несмотря на уменьшение спроса на газ в предыдущем году, вызванное антиковидными ограничениями и замедлением экономической активности, его потребление растет достаточно быстрыми темпами, что связано с экологической повесткой дня. По данным Международного энергетического агентства, с 2005 г. по 2022 г. потребление газа в Китае возросло в 7,8 раза. Тем не менее, в структуре потребления первичной энергии доля газа остается достаточно низкой и составляет всего 8,5 %.
61

62 Рис. 4. Потребление первичной энергии в КНР, млн т н.э.
63 Figure 4. Total primary energy consumption by fuel in China, MMtoe
64

65 Рис. 5. Структура потребления ПЭР, 2022 год, %
66 Figure 5. Percent share of sector, 2022
67 Источники: составлено по: Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
68 Основными потребителями природного газа в Китае являются: промышленность (включая нефтехимическую) — 40,8 %, общественный и коммерческий сектор — 17,8 %, электроэнергетика — 16,0 %, транспорт — 6,4 %. В будущем коммунальная, промышленная сфера и выработка электроэнергии станут сферами потребления газа с самым быстрым ростом.
69

Рис. 6. Структура потребления газа в Китае, млрд куб. м
70 Figure 6. Natural gas demand by sector in China, bcm
71 Источники: составлено по:Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
72 Заглядывая вперед, отметим, что китайская государственная политика в области климата и охраны окружающей среды будет оставаться главной движущей силой развития рынка природного газа в Китае. По оценке CNPC, ожидается, что спрос на рынке природного газа в Китае к 2030 г. достигнет 530 млрд куб. м и 700 млрд куб. м к 2050 г., а доля в потреблении первичной энергии увеличится до 15 % (к 2030 г.).
73

Импорт газа
74 До 2006 г. внутренние потребности Китая в газе полностью обеспечивались за счет собственного производства. Однако для удовлетворения быстрорастущего внутреннего спроса страна в 2006 г. начала импортировать сжиженный природный газ (СПГ), в конце 2009 г. — трубопроводный газ.
75 В 2022 г. объем импорта газа Китаем составил 147,8 млрд куб. м, в т.ч. 85,7 млрд куб. м (58,0 %) составил импорт СПГ и 62,1 млрд куб. м (52,0 %) — трубопроводный газ.
76 Зависимость от импорта газа продолжает расти, увеличившись до 40,8 % в 2022 г. Начиная с 2017 г. в Китае импорт СПГ впервые превысил импорт трубопроводного газа, а страна стала вторым по величине импортером природного газа и вторым по величине импортером СПГ в мире.
77 С 2018 г. по 2022 г. Китай, обогнав Японию, стал крупнейшим в мире импортером природного газа. В 2022 г., как отмечалось выше, в результате введения антиковидных ограничений и замедления экономической активности, импорт СПГ Японией (73,1 млн т) превысил китайские показатели (63,4 млн т).
78

79 Рис. 7. Структура импорта газа Китаем, млрд куб. м
80 Figure 7. China’s natural gas imports by source, bcm
81 Источники: составлено по:Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
82

Структура импорта газа Китаем
83 Трубопроводный газ. Поставки трубопроводного газа в Китай производятся из Туркменистана, Узбекистана и Казахстана по сетевому газопроводу «Центральная Азия — Китай» — около 45,8 млрд куб. м в 2022 г. С 2013 г. импорт также начал производиться из Мьянмы по газопроводу «Мьянма — Китай» пропускной способностью 13 млрд куб. м. Участниками проекта строительства газопровода являлись компании CNPC, MOGE, Daеwoo International, KOGAS, Indian Oil и GAIL. В 2022 г. из Мьянмы в Китай было экспортировано 3,8 млрд куб. м, что на 9,5 % ниже уровня 2021 г.
84 С декабря 2019 г. начались поставки природного газа из России по магистральному газопроводу «Сила Сибири». В 2022 г., по данным Главного таможенного управления КНР, из России в КНР было поставлено 15,5 млрд куб. м, что на 49,1 % выше уровня 2021 г.
85

Рис. 8. Структура импорта трубопроводного газа Китаем, млрд куб. м
86 Figure 8. Pipeline gas imports to China by supplier, bcm
87 Источники: составлено по:Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
88 В 2022 г., по нашим расчетам на основании данных Reuters и IHS Markit (входит в структуру S&P), средняя импортная цена на газ из России составила 258,1 долл. США за тыс. куб. м, что на 14,5 % ниже уровня туркменского газа. Преимуществом российского газа является то, что, согласно долгосрочному контракту, цена на газ привязана к стоимости корзины нефтепродуктов с девятимесячным лагом. В 2023 г. ПАО «Газпром» планирует обеспечить реализацию в КНР 22,4 млрд куб. м.
89

90 Рис. 9. Среднегодовая импортная цена на газ из России и Туркменистана,
91 долл. США / тыс. куб. м
92 Figure 9. Average annual price of natural gas imported from Russia and Turkmenistan, dollars per thousand cubic meters
93 Источники: составлено по:Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
94 Несмотря на достаточно привлекательные цены на российский газ, китайская сторона планирует завершить к 2028 г. четвертую линию (Line D) газопровода «Центральная Азия — Китай» (в отличие от газопровода «Сила Сибири-2», по которому переговоры находятся в начальной стадии) по экспорту природного газа с месторождения Галкыныш (Туркменистан) до г. Кашгар (Китай) с пропускной способностью газа 30 млрд куб. м в год. Напомним, что интенсивная разработка данного месторождения может обеспечить добычу газа в стране с нынешних 87,0 млрд куб. м до 151 млрд куб. м к 2050 г.
95

96 Рис. 10. Прогноз трубопроводных поставок газа по маршруту «Центральная Азия — Китай» (базовый сценарий), млрд куб. м
97 Figure 10. Central Asia-China gas pipeline outlook (base scenario), bcm
98

99 Рис. 11. Прогноз трубопроводных поставок газа по маршруту «Центральная Азия — Китай»
100 (оптимистический сценарий), млрд куб. м
101 Figure 10. Central Asia-China gas pipeline outlook (high scenario), bcm
102 Источники: составлено по:Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
103 Отметим, что еще 8 мая 2015 г. Газпром и CNPC подписали соглашение об основных условиях поставок газа по этому маршруту, получившему тогда новое название «Сила Сибири-2». При этом по техническим параметрам проект не отличался от газопровода «Алтай» образца 2006–2010 гг. Соглашение 2015 г. на сегодняшний день — последний официальный двусторонний документ Газпрома и CNPC, обозначающий их намерение подписать контракт на поставку газа по западному маршруту и его основные параметры. При этом в июне 2016 г. CNPC официально заявило, что три ключевых параметра — объем, цена и сроки начала поставок газа — согласованы не были. Их обсуждение продолжилось в 2016–2018 гг. В сентябре 2018 г. Газпром заявил, что согласованы все параметры контракта на поставку газа, кроме цены.
104 Продвижение проекта «Сила Сибири-2» неоднократно приостанавливалось на протяжении 2018–2022 гг. в связи с противоречиями сторон в отношении цены, но, главное, из-за отсутствия интереса со стороны Китая к данному маршруту. Отсутствие интереса, в свою очередь, объясняется удаленностью конечной точки газопровода (почти на 4 тыс. км) от конечных потребителей, что потребует от CNPC строительства своими силами всей необходимой газотранспортной инфраструктуры на территории Китая.
105

Рис. 12. Структура импорта СПГ Китаем, млн т
106 Figure 12. LNG imports to China by supplier, mln tons
107 Источники: составлено по: Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/ show/phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
108 Учитывая, что транспортные затраты китайской стороны при строительстве газопровода «Сила Сибири-2» составят приблизительно 270 долл. США за тыс. куб. м, а также при условии отсутствия скидок на российский газ прогнозы по данному проекту до 2030 г. остаются достаточно пессимистическими. При увеличении внутренней добычи и текущих внутренних цен для китайской стороны этот проект будет достаточно дорогим, в отличие от газопровода «Центральная Азия — Китай». Если принять во внимание необходимость дальнейшего расширения магистральной трубопроводной инфраструктуры, стоимость проекта увеличивается еще больше.
109 Отличительной чертой «Силы Сибири-2» является отсутствие каких-либо технологических механизмов балансировки поставок (например, путем использования ПХГ), что также вызывает критические замечания российских экспертов.
110 Учитывая неразвитость системы ПХГ на территории Китая, пиковый отбор газа из трубопроводной системы будет, скорее всего, совпадать с зимним пиковым отбором газа из ЕСГ внутренними потребителями, что может привести к кратковременному дефициту предложения газа в Западной Сибири. Не совсем ясно, как Газпром в данном случае будет балансировать внутренний рынок газа с учетом своих экспортных обязательств.
111 Поэтому, с учетом того, что основной рост спроса на газ также сконцентрирован в приморских районах, более перспективным направлением увеличения поставок российского газа в КНР является СПГ. Напомним, что мощности СПГ-терминалов в Китае к 2050 г. составят около 340 млн т, что в три раза выше уровня 2020 г.
112 СПГ. В 2022 г. в результате замедления экономической активности и промышленного производства, а также достаточно высоких цен на СПГ, импорт ресурса Китаем снизился на 19,7 % — до 63,4 млн т (85,7 млрд куб. м).
113 В 2022 г. основные поставки СПГ в Китай производились из 24 стран, при этом более 90 % импорта было обеспечено 7 странами: Австралией — 21,9 млн т (34,4 % от общего импорта); Катаром — 15,7 млн т (24,7 %); Малайзией — 7,4 млн т (11,6 %); Россией — 6,5 млнт (10,3 %); Индонезией — 3,7 млн т (5,9 %); Папуа-Новой Гвиней — 2,5 млн т (4,0 %) и США — 2,1 млн т (3,3 %).
114 Однако несмотря на физическое сокращение поставок СПГ в Китай, стоимостные объемы импорта увеличились на 18,4 % — до 52,19 млрд долл. США. При этом основной прирост пришелся на закупку катарского и российского СПГ.
115

Рис. 13. Прирост поставок СПГ в КНР в стоимостном выражении, млрд долл. США
116 Figure 13. LNG imports growth, bln dollar
117 Источники: составлено по: Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
118 Перспективы импорта газа. Дополнительные объемы импорта природного газа, которые понадобятся стране до 2025 г., уже в значительной степени законтрактованы как дополнительными трубопроводными поставками, так и поставками СПГ. Важно отметить, что либерализация внутреннего рынка природного газа, которая последовательно происходит в КНР, приводит к тому, что импорт СПГ становится более конкурентоспособным по сравнению с трубопроводным газом, поскольку СПГ-контракты обладают большей гибкостью, а также присутствует возможность спотовых поставок СПГ.
119 По оценке Energy Intelligence, в 2023 г. поставки СПГ в Китай вырастут до 67,2 млн т. Оценка Международного энергетического агентства более оптимистична — 68–75 млн т СПГ в 2023 г. Ввоз СПГ по уже действующим контрактам составит, по данным Bloomberg и Форума стран-экспортеров газа, не менее 93,7 млн т в год к 2028 г. Крупнейшим экспортером СПГ в Китай останется Австралия, на втором месте — Катар. В дальнейшем, возможно, вырастет импорт СПГ из США, Малайзии и России.
120 К 2050 г. объем китайского импорта СПГ может вырасти, как минимум, до 120–140 млн т. Ожидается, что мощности регазификационных терминалов в КНР будут расти теми же темпами, что и рост поставок. При этом загрузка данных терминалов будет составлять около 60–65 %. Низкая текущая загрузка мощностей уже приводит к откладыванию проектов по строительству новых терминалов.
121 В условиях текущего и ожидаемого роста импорта СПГ Китай существенно диверсифицирует структуру поставок СПГ в страну. Например, в начале ноября 2017 г. Sinopec, China Investment Corp. (CIC) и Bank of China подписали предварительное соглашение с властями Аляски и компанией Alaska Gasline Development Corp. (AGDC) о реализации на территории этого американского штата проектов по сжижению природного газа на 43 млрд долл. США. Однако вплоть до настоящего времени этот проект так и не получил дальнейшего развития.
122 Американская Venture Global LNG и дочернее предприятие китайской CNOOC Gas & Power Group Co. в конце декабря 2021 г. подписали соглашение о купле-продаже СПГ сроком на 20 лет6.
6. Зуев А. Китай — локомотив рынка СПГ // ТЭК России. 2023. № 1. С. 20–23.
123 По условиям сделки Venture Global LNG будет поставлять 2 млн т СПГ в год на условиях поставки FOB со своего экспортного терминала Plaquemines LNG в округе Плакеминес (штат Луизиана). Кроме того, CNOOC Gas & Power Group Co. закупит 1,5 млн т СПГ у завода Calcasieu Pass компании Venture Global на более короткий срок.
124 В ноябре 2022 г. и июне 2023 г. катарская компания Qatar Energy заключила соглашения о дополнительных поставках СПГ объемом 8 млн т в год сроком на 27 лет с китайской государственной корпорацией Sinopec. Катар будет экспортировать газ с месторождения Северное — проект North Field East.
125 Стоит отметить, что в 2022 г., несмотря на общее сокращение поставок СПГ в Китай, его экспорт из Катара вырос на 74,8 % — до 15,7 млн т. Таким образом, с учетом вышеупомянутого соглашения, импорт СПГ из ближневосточной страны к 2030 г. может превысить 22 млн т.
126 Китай также заинтересован и участвует в российских СПГ-проектах. Так, CNPC и Фонд Шелкового пути уже участвуют в проекте ПАО «НОВАТЭК» «Ямал СПГ» с долями 20 % и 9,9 % соответственно. ОАО «Ямал СПГ» реализует проект строительства завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) на ресурсной базе Южно-Тамбейского месторождения мощностью 17,4 млн т в год, включая три линии мощностью 5,5 млн т в год каждая и одну линию мощностью 900 тыс. т в год. Первая технологическая линия начала производство в декабре 2017 г., вторая и третья линии — в июле и ноябре 2018 г. соответственно.
127 Другим проектом ПАО «НОВАТЭК», в реализации которого планируют принять участие китайские компании, является «Арктик СПГ-2». Данный проект, реализуемый на базе Утреннего месторождения на полуострове Гыдан, предусматривает строительство трех линий сжижения общей мощностью 19,8 млн т в год. В конце апреля 2019 г. ПАО «НОВАТЭК» сообщил о том, что в проект «Арктик СПГ-2» вошли сразу две компании из КНР: Китайская национальная компания по разведке и разработке нефти и газа (CNODC) и дочернее общество CNPC — Китайская национальная шельфовая нефтяная корпорация (CNOOC).
128

129 Рис. 14. Законтрактованные поставки СПГ с российских проектов, млн т
130 Figure 14. Russian liquefaction projects: contracted sales by company, mln tons
131 Источники: составлено по: Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022).
132 В соответствии с обязывающими соглашениями, которые ПАО «НОВАТЭК» подписал с CNODC и CNOOC в ходе международного форума «Один пояс, один путь», каждая из китайских компаний получила в проекте «Арктик СПГ-2» по 10 %.
133 К 2030 г. с проекта «Арктик СПГ-2» в Китай будет поставляться до 4,0 млн т СПГ (законтрактованные резервы). Напомним, с другого проекта «Ямал СПГ» экспорт составит 3,0 млн т. Три контракта заключены на условиях DES, то есть доставлять груз на китайские регазификационные терминалы будет российская компания собственными танкерами.
134 В качестве фактора риска для роста импорта СПГ можно выделить развитие собственной добычи газа в КНР, что, в свою очередь, может привести к снижению потребности в импортном газе. По оценкам Форума стран-экспортеров газа и МЭА, развитие собственной добычи опережающими (по сравнению с потреблением) темпами делает вероятным прохождение пика импорта газа в Китае в период после 2040–2045 гг. Этот риск необходимо учитывать при анализе новых крупных СПГ-проектов.
135

Состояние газотранспортной инфраструктуры
136 Китай нацелен на формирование независимых операторов газотранспортной инфраструктуры и обеспечение доступа к ней третьих сторон, продолжая при этом политику, направленную на усиление государственного надзора за тарифами на транспортировку природного газа по трубопроводам. В феврале 2014 г. Государственное управление по делам энергетики КНР выпустило «Положение о справедливом и открытом надзоре за объектами сети нефтегазопроводов (пробный запуск)». Предприятия, эксплуатирующие объекты нефтегазопроводной сети в тех случаях, когда они имеют избыточные мощности, должны быть открыты для доступа третьих сторон.
137 В марте 2014 г. Государственный комитет по делам развития и реформ выпустил документ, поощряющий участие всех видов капитала в инвестициях в строительство инфраструктуры природного газа, а также требующий независимого учета функционирования инфраструктуры природного газа и справедливого доступа к ней для третьей стороны.
138 В сентябре 2016 г. Государственное управление по делам энергетики КНР опубликовало отчет о раскрытии информации, касающейся доступности (наличия свободных мощностей) объектов сети нефтегазопроводов.
139 В октябре 2016 г. Государственный комитет по делам развития и реформ выпустил циркуляр о четком определении ценовой политики для объектов хранения газа.
140 В июне 2017 г. в «Руководящих мнениях по усилению надзора за регулированием цен на газ» допускалась доходность на уровне не более 7 %.
141 В августе 2017 г. Государственный комитет по делам развития и реформ выпустил «Уведомление об утверждении цен на транспортировку газа по транспровинциальным газопроводам».
142 Что касается импортируемого трубопроводного газа, то после ввода в эксплуатацию «восточного» маршрута российско-китайского газопровода «Сила Сибири» и линии D (с 2026–2028 гг.) газопровода «Центральная Азия — Китай» совокупная пропускная мощность трубопроводной системы Китая для импорта газа составит 195,0 млрд куб. м в год.
143 Что касается СПГ, то, учитывая объемы текущего строительства и публично заявленные планы по строительству приемных терминалов, уже к концу 2023 г. совокупная мощность приемных терминалов в Китае может превысить 110–120 млн т в год.
144 В конце 2018 г. появились сообщения о подготовке к масштабной реформе газовой отрасли, включая создание новых операторов по транспортировке газа, что может привести к значительному улучшению ситуации с трубопроводной инфраструктурой и решить часть проблем с доступом частных компаний к свободным трубопроводным мощностям.
145 Таблица 2 / Table 2
146 Структура текущего и перспективного импортного трубопроводного газа на границе с КНР
147 Pipeline flows and sources of demand
Страна Проект Проектная мощность, млрд куб. м в год Статус на конец 2022 г.
Туркменистан, Узбекистан, Казахстан (маршрут «Центральная Азия — Китай») Линия A 30,0 запущен в 2009 г.
Линия B запущен в 2010 г.
Линия C 25,0 запущен в мае 2014 г.
Линия D 30,0 Поставки планируются начать с 2026 г.
Мьянма Мьянма-Китай 13,0 (фактическая мощность — 5,0 млрд куб. м) запущен в 2013 г.
Россия «Сила Сибири-1» (восточный маршрут) 38,0 запущен в 2019 г.
«Сила Сибири-2» (западный маршрут) 50,0 Планируется
«Дальневосточный маршрут» 10,0 Договор на поставку газа заключен в начале 2022 г., однако сроки пока неизвестны
Источники: составлено по:Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023); China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
148 Другой комплексной проблемой является механизм реализации газа конечным потребителям. Недавняя реформа ценообразования, с одной стороны, несколько улучшила ситуацию в отрасли, с другой — стоимость газа для промышленных потребителей выросла. Стоимость газа для населения регулируется местными органами самоуправления и де-факто субсидируется7, причем различными способами, вплоть до перенесения части стоимости газа, потребляемого населением, на стоимость газа для промышленных предприятий. Таким образом, в рамках дальнейших реформ сохраняется значительная доля неопределенности относительно динамики спроса, поскольку он в значительной степени зависит от субсидий. При этом уровень цен на газ в Китае, даже с учетом субсидий, остается достаточно высоким, что негативно сказывается на динамике спроса.
7. Zhang D., Paltsev S. The Future of Natural Gas in China: Effects of Pricing Reform and Climate Policy // Climate Change Economics. 2016. Vol. 7. No. 4. Pp. 1–32. (дата обращения: 03.11.2022).
149 Тем не менее, в случае если начатое движение в сторону дерегулирования рыночных цен продолжится, проблемы с инфраструктурой будут решены, а спрос на газ продолжит расти, в Китае возможно создание полноценного газового хаба, аналогичного американскому Henry Hub или европейскому TTF.
150 Если КНР получит собственный газовый хаб, это сделает цены на газ более гибкими, что будет способствовать повышению привлекательности газа как энергоносителя и ускорит переход к чистой энергетике. Дополнительным преимуществом, сопутствующим созданию такого хаба, будет получение регионального бенчмарка газовых цен, что позволит формулам контрактов частично отвязаться от американских котировок и от цен на нефтепродукты, что, в свою очередь, сделает азиатский рынок более устойчивым к колебаниям цен на мировом или американском рынке. К примеру, в результате скачков цен на Henry Hub зимой 2017–2018 гг. произошло соразмерное увеличение цен на СПГ в Северо-Восточной Азии.
151

Прогноз потребления газа Китаем
152 Как было отмечено выше, природный газ часто рассматривают как переходный вид топлива — от ископаемых источников энергии к возобновляемым. При этом стоимость газа на внутреннем рынке Китая достаточно высока. Сказывается неразвитость самого китайского рынка, а также распространенная на газовом рынке Азиатско-Тихоокеанского региона в целом привязка газовых цен к котировкам нефти, что ставит китайских потребителей газа в зависимость от мирового нефтяного рынка.
153 Несмотря на повышение уровня жизни населения, китайские потребители в большинстве случаев пока не готовы переходить на более дорогое топливо. С одной стороны, широкая распространенность и небольшая цена, все еще позволяет углю, продающемуся мелким оптом и используемому для отопления жилых домов, составлять серьезную конкуренцию (даже с учетом субсидий) газовому отоплению. С другой стороны, при росте покупательной способности населения и газификации этих регионов можно будет уменьшить потребление угля на 60 млн т н.э. в год, то есть примерно на 3 % от суммарного потребления угля Китаем.
154 Исследование, проведенное в 2016 г. учеными Массачусетского технологического университета8, также показывает, что при высоких ценах на газ переключение на него потребует значительных мер в виде повышенного налогообложения угольной генерации, поскольку текущих мер по торговле выбросами недостаточно. С точки зрения экономической рентабельности газовая электрогенерация станет конкурентоспособной относительно угольной на китайском рынке при средней цене на газ «на воротах города» (city gate price) на уровне 4,46–4,5 долл. США за млн БТЕ. В целом можно предположить, что Китай будет вытеснять уголь из национального энергобаланса: из электрогенерации — за счет увеличения мощностей ВИЭ, а из ЖКХ уголь будет вытеснять газ.
8. Miller S., Michalak A., Detmers R., Hasekamp O., Bruhwiler L.,. Schwietzke S. China’s Coal Mine Methane Regulations have not Curbed Growing Emissions // Nature Communications. 2019. Vol. 10: 303. Pp. 1–8. DOI 10.1038/s41467–018–07891–7. Электронный доступ: >>>> обращения: 03.11.2022).
155 Потребление газа в КНР во многом зависит от государственной поддержки. К 2025 г. ожидается завершение большей части из действующих в КНР программ субсидирования по поэтапному переходу электрогенерации с угля на природный газ. Таким образом, перспективы газовой отрасли остаются в значительной степени неопределенными. При сохранении достаточно высоких цен на импортируемый газ существует высокая вероятность того, что после 2025 г. спрос на газ в КНР будет расти медленнее, чем ожидалось ранее.
156 Для КНР характерна существенная разница между регионами по уровню потребления газа. Так, более богатые прибрежные регионы имеют более высокую долю газа в энергобалансе. В перспективе дифференциация будет возрастать, поскольку ключевыми районами роста спроса на природный газ останутся центральные и восточные регионы страны.
157

158 Рис. 15. Прогноз потребления газа в Китае, млрд куб. м
159 Figure 15. China natural gas in Reference case, bcm
160 Источники: EIA (2021), International Energy Outlook 2021. October 2021 // International Energy Agency. URL: https://www.eia.gov/outlooks/ieo/ (дата обращения: 13.07.2023); Ermakov A. The Future of Natural Gas in Asia Pacific: Large Potential for Demand Growth // Gas Exporting Countries Forum. March 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/ events/expert-commentary-the-future-of-natural-gas-in-asia-pacific/gecf-commentary——the-future-of-natural-gas-in-asia-pacific.pdf (дата обращения: 13.07.2023); IEEJ (2022), IEEJ Outlook 2022. Challenges for Achieving Both Energy Security and Carbon Neutrality // The Institute of Energy Economics. October 2022. URL: https://eneken.ieej.or.jp/en/whatsnew/ 442.html (дата обращения: 03.11.2022); IEEJ (2022), IEEJ Outlook 2022. Challenges for Achieving Both Energy Security and Carbon Neutrality // The Institute of Energy Economics. October 2022. URL: https://eneken.ieej.or.jp/en/whatsnew/442.html (дата обращения: 03.11.2022); IEA (2022), World Energy Outlook 2022. DOI: 10.1787/3a469970-en (дата обращения: 03.11.2022); OPEC (2022). World Oil Outlook 2045 (WOO) // OPEC. URL: https://woo.opec.org/ (дата обращения: 03.11.2022).
161 Вместе с тем кризис зимы 2017–2018 гг. показал уязвимость газовых электростанций к резким сезонным увеличениям спроса на газ. В таких случаях жилищно-коммунальному хозяйству отдается приоритет, что приводит к простоям газовых электростанций из-за нехватки топлива для ТЭЦ. В этой связи газ более востребован в промышленности (в том числе для нужд ЖКХ) и при снабжении населенных пунктов бытовым газом, нежели в электроэнергетике, где приоритетными направлениями остаются ВИЭ и атомная энергия.
162 Нехватка мощностей ПХГ (в отличие от нефтяного резерва) является сдерживающим фактором роста потребления газа в электроэнергетике и теплоснабжении КНР.
163 Несмотря на оптимистичные оценки многих агентств, природный газ в КНР по-прежнему один из самых дорогих энергоносителей и значительный рост спроса на него возможен только в условиях снижения цен. CNPC ETRI прогнозирует величину спроса к 2030 г. на уровне 530 млрд куб. м в год (против 500 млрд куб. м в год в предыдущем прогнозе), при этом уточняет, что потребление газа может оказаться ниже указанной величины и никаких оснований для более оптимистичных оценок пока нет.
164 Достижение уровня потребления более 600 млрд куб. м в год к 2035 г. (как, например, в прогнозе IHS Markit) возможно только в случае активного роста добычи сланцевого газа в КНР и снижения цен на энергоносители на внутреннем рынке.
165 В ситуации падения цен спрос на газ в южных приморских провинциях может дополнительно увеличиться из-за развития систем теплоснабжения в южных и юго-восточных провинциях Китая, в которых центральное теплоснабжение традиционно отсутствует, но — в связи с ростом благосостояния населения — существует запрос потребителей на его развитие.
166 Перспективы газа на рынке газомоторного топлива также крайне ограничены из-за высокой цены и жесткой конкуренции с нефтепродуктами и электромобилями.
167 Вопрос уровня цен является ключевым для китайского газового рынка. Китайское правительство хорошо осознает данный факт и проводит планомерные реформы газовой отрасли. В первую очередь необходимо отметить начатую в 2015 г. ценовую реформу, благодаря которой удалось существенно снизить убыточность энергетических компаний, занимавшихся транспортировкой газа. Это было достигнуто за счет повышения цен на газ для промышленных потребителей и сохранения субсидий для бытового газа.
168 В начале 2019 г. правительство КНР начало демонополизацию услуг по трубопроводной транспортировке газа, введя правило обязательного доступа третьих сторон к магистральной трубопроводной инфраструктуре. В ближайшей перспективе ожидается выделение газотранспортных активов, принадлежащих в настоящее время китайским государственным нефтегазовым компаниям, в отдельные государственные и частные компании — газотранспортные операторы (по аналогии с реформированием европейского газового рынка в рамках Третьего энергетического пакета).
169 Китай нацелен на развитие собственного ликвидного газового хаба (вероятнее всего, на базе существующей торговой площадки в Шанхае) и соответствующего ценового индикатора, номинированного в юанях, для укрепления своего влияния на мировом рынке энергоносителей.
170 Со стороны предложения на китайский рынок также влияет ряд факторов, которые способствуют сохранению высоких цен.
171 К 2025 г. Китай не сможет достичь официально запланированного уровня добычи сланцевого газа (40 млрд куб. м в год). Его добыча составит, по оценке Международного энергетического агентства, около 35,5 млрд куб. м в год (против 11 млрд куб. м в 2018 г.).
172 Отсутствие роста собственного производства не позволит снизить уровень цен на газ в КНР, что негативно скажется на объеме спроса на газ.
173 В данном случае возникает возможность увеличения присутствия России на рынке СПГ южных приморских провинций Китая. Так как рынок газа северо-восточных провинций КНР перенасыщен, Китай не заинтересован в обозримой перспективе в дополнительных поставках туда российского трубопроводного газа — свыше законтрактованных 48 млрд куб. м в год.
174

175 Рис. 16. Прогноз экспорта трубопроводного газа из России в Китай (базовый сценарий), млрд куб. м
176 Figure 16. Piped gas exports to Mainland China from the Russian Federation (base case), bcm
177

178 Рис. 17. Прогноз экспорта трубопроводного газа из России в Китай (оптимистический сценарий), млрд куб. м
179 Figure 17. Piped gas exports to Mainland China from the Russian Federation (high case), bcm
180 Источники: составлено по: Annual Gas Market Report 2023: GECF. 2023 // Gas Exporting Countries Forum. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023; China Natural Gas Data Tables, January 2022 // Ihs Markit. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/ phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обраще-ния: 12.02.2022); JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).
181 Таким образом, новый газопровод «Сила Сибири-2» не вызывает большого интереса со стороны Китая. Высокая стоимость транспортировки российского газа от границы РФ до юго-восточных провинций Китая, затраты на расширение инфраструктуры на территории КНР делают проект высокорискованным в кратко- и среднесрочной перспективе, поскольку капитальные вложения обеих сторон могут не окупиться в результате замедления динамики спроса на газ в Китае.
182 ***
183 Подводя итоги, можно отметить, что — с учетом перспектив развития топливно-энергетического комплекса КНР и особенностей трубопроводной инфраструктуры — поставки газа из России целесообразнее осуществлять в виде СПГ. Данный вид поставок обладает рядом преимуществ:
184 минимизация затрат на строительство трубопроводов на территории России;
185 отсутствие необходимости в строительстве трубопроводов с китайской стороны. Одним из сдерживающих факторов при строительстве трубопровода «Сила Сибири-2» является высокая стоимость транспортировки газа по территории КНР. В случае СПГ необходимость в данной транспортировке существенно ниже по причине того, что спрос сконцентрирован на относительно небольшом удалении от портов, оборудованных регазификационными терминалами;
186 дополнительная загрузка мощностей судостроительного кластера «Звезда» и создание собственного флота СПГ-танкеров для реализации имеющегося потенциала запасов Дальнего Востока. Учитывая возможность снятия ограничения на экспорт природного газа, перевод поставок газа на СПГ позволяет диверсифицировать направления поставок и в случае неблагоприятной ценовой конъюнктуры перенаправлять грузы в другие страны АТР.
187 Таблица 3 / Table 3
188 Заявленные СПГ—проекты в России до 2030 г. и их статус
189 Liquefaction Plants in Russia to 2030
Проект Мощность Год запуска Оператор Статус
«Сахалин-2» 9,6 2009 «Сахалинская Энергия» Действующий
«Ямал СПГ» (три линии) 16,5 2017 НОВАТЭК Действующий
«Криогаз-Высоцк» 0,7 2019 НОВАТЭК Действующий
«Ямал СПГ» (четвертная линия) 0,9 2021 НОВАТЭК Действующий
«Портовая СПГ» 1,5 2022 Газпром Действующий
«Арктик СПГ» 19,8 2023/2025 НОВАТЭК На стадии строительства
Комплекс по переработке этансодержащего газа и производству СПГ в Ленинградской области 13,0 2023/2024 Газпром На стадии строительства
«Сахалин-2» 5,4 2024 «Сахалинская Энергия» Ведутся проектируемые работы
Всего 67,4
Источник: Annual Statistical Bulletin 2022: GECF. 2022 // Gas Exporting Countries Forum. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/6th-edition-of-annual-statistical-bulletin-makes-its-debut/gecf-asb-2022.pdf (дата обращения: 13.07.2023).
190 В то же время в условиях санкционных запретов на поставки СПГ-оборудования9 большинство заявленных проектов потеряли свою актуальность. В марте 2023 г. вице-премьер А. Новак заявил о необходимости дополнительно изыскать ресурсную базу для проектов еще на 34 млн т СПГ в год, чтобы выйти на планируемые в утвержденной в 2021 г. программе «Долгосрочное развития производства СПГ» 100 млн т. Ресурсная база в 66 млн т будет обеспечена действующими заводами на 33 млн т и строящимися заводами в Усть-Луге и «Арктик СПГ-2».
9. На март 2023 г. единственной отечественной технологией сжижения природного газа является «Арктический каскад» ПАО «НОВАТЭК» мощностью до 1 млн т, поэтому вопрос импортозамещения оборудования для СПГ является крайне актуальным. В августе 2022 г. была опубликована обновленная версия паспорта проекта «Прорыв на рынки СПГ», согласно которой общая стоимость программы до 2030 г. составит 89,3 млрд руб.

Библиография

1. Зуев А. Китай — локомотив рынка СПГ // ТЭК России. 2023. № 1. С. 20–23.

2. Кондратов Д. Будущее мирового рынка природного газа // Российский внешнеэкономический вестник. 2022. № 1. С. 66–82. DOI: 10.24412/2072–8042–2022–1–66–82

3. Annual Gas Market Report 2023: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-unveils-4th-annual-gas-market-report/gecf-agmr-2023.pdf (дата обращения: 13.07.2023).

4. Annual Statistical Bulletin 2022: GECF // Gas Exporting Countries Forum. 2022. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/6th-edition-of-annual-statistical-bulletin-makes-its-debut/gecf-asb-2022.pdf (Дата обращения: 13.07.2023).

5. China Natural Gas Data Tables // Ihs Markit. January 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/phoenix/392129?connectPath=Search&searchSessionId=ad171e3c-8f3a-484d-b1ab-ee24a5bdefd7 (дата обращения: 12.02.2022).

6. EIA (2021), International Energy Outlook 2021 // International Energy Agency. October 2021. URL: https://www.eia.gov/outlooks/ieo/ (дата обращения: 13.07.2023).

7. Ermakov A. The Future of Natural Gas in Asia Pacific: Large Potential for Demand Growth // Gas Exporting Countries Forum. March 2023. URL: https://www.gecf.org/_resources/files/events/expert-commentary—-the-future-of-natural-gas-in-asia-pacific/gecf-commentary——the-future-of-natural-gas-in-asia-pacific.pdf (дата обращения: 13.07.2023).

8. JODI (n.d.). Online Database. Retrieved from JODI // Joint Organization Data Initiative. URL: http://www.jodidb.org/TableViewer/tableView.aspx?ReportId=38673 (дата обращения: 13.07.2023).

9. IEEJ (2022), IEEJ Outlook 2022. Challenges for Achieving Both Energy Security and Carbon Neutrality // The Institute of Energy Economics. October 2022. URL: https://eneken.ieej.or.jp/en/whatsnew/442.html (Дата обращения: 03.11.2022).

10. IEA (2022), Coal Market Report // International Energy Agency. URL: https://www.iea.org/reports/coal-2022 (дата обращения: 13.07.2023).

11. IEA (2022), World Energy Outlook 2022. DOI: 10.1787/3a469970-en

12. Miller S., Michalak A., Detmers R., Hasekamp O., Bruhwiler L.,. Schwietzke S. China’s Coal Mine Methane Regulations have not Curbed Growing Emissions // Nature Communications. 2019. Vol. 10(303). Pp. 1–8. DOI: 10.1038/s41467–018–07891–7. URL: https://pubmed.ncbi.nlm.nih.gov/30696820/ (Дата обращения: 03.11.2022).

13. OPEC (2023). Annual Statistical Bulletin 2023 (ASB) // OPEC. URL: https://asb.opec.org/ (Дата обращения: 13.07.2023).

14. OPEC (2022). World Oil Outlook 2045 (WOO) // OPEC. URL: https://woo.opec.org/ (дата обращения: 03.11.2022).

15. Paltsev S., Zhang D. Natural Gas Pricing Reform in China: Getting Closer to a Market System? // Energy Policy. 2015. Vol. 86. Pp. 43–56. URL: https://globalchange.mit.edu/sites/default/files/MITJPSPGC_Rpt282.pdf (дата обращения: 03.11.2022).

16. Zhang D., Paltsev S. The Future of Natural Gas in China: Effects of Pricing Reform and Climate Policy // Climate Change Economics. 2016. Vol. 7. No. 4. Pp. 1–32. (дата обращения: 03.11.2022).

17. Statistical Review of World Energy: Energy Institute // Energy Institute. June 2023. URL: https://www.energyinst.org/statistical-review (Дата обращения: 13.07.2023).

18. The 2022 IHS Markit Energy and Climate Scenarios: Global gas summary // Strategy Report. Energy and Climate Scenarios. December 2022. URL: https://connect.ihsmarkit.com/document/show/phoenix/3274463?connectPath=EnergyClimateScenariosLandingPage.Home.FeaturedResearch (дата обращения: 29.12.2022).

Комментарии

Сообщения не найдены

Написать отзыв
Перевести