Главная страница
Экономика
Статьи
Маркетинг
Менеджмент
Инвестиции

Газовая составляющая топливно-энергетического комплекса Азиатско-Тихоокеанского региона

И.Б.СВЕТЛОВ

Рассматриваются вопросы обеспечения газовыми ресурсами стран АТР и оцениваются перспективы импорта российского газа в этом регионе.
Gas component of fuel and energy complex of the Asian-Pacific Region. I.B.SVETLOV (Center of strategic
research of fuel and energy complex of Far East, Vladivostok).
The issues of gas needs in APR countries are considered, and the prospects of import of the Russian gas in this
region are estimated.
Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР) в настоящее время наиболее динамично
развивающийся регион мира. Высокие темпы экономического роста стран АТР будут
сопровождаться опережающим ростом потребления первичных энергоресурсов по
сравнению с другими регионами (табл. 1). По оценкам Организации по экономическому сотрудничеству и развитию, удельный вес Азии в общем потреблении энергии в
мире увеличится к 2010 г. с нынешних 17 до 26%.
Таблица 1
Прогноз потребления первичных энергоресурсов по некоторым регионам мира (млрд тут) [4]
Регион 1990 г. 2000 г. 2010 г. 2020 г. 2020/1990
Западная Европа 2,0 2,2 2,4 2,5 125
СНГ 2,0 1,7 1,9 2,2 110
АТР 2,5 3,3 4,8 6,4 256
В последние годы страны АТР и Северо-Восточной Азии (СВА) стабильно увеличивают импорт энергоресурсов, особенно нефти и газа. Так, если в 1998 г. нетто-импорт нефти
в странах АТР составлял 385 млн т, то уже в начале 2000-х годов – более 400 млн т. Импорт
газа вырос с 13 млрд м3 в 1998 г. до 22 млрд м3 в 2000 г. Отрицательное сальдо добычи и
потребления нефти в АТР устойчиво составляет 91–92% при более высоком, чем мировой,
темпе роста потребления. Аналогичное положение наблюдается и в отношении газа.
Оценка рынка газа стран АТР на период до 2020 г.
Ухудшение состояния окружающей среды в странах Азии, необходимость совершенствования структуры энергетического баланса и диверсификации источников энергии предопределяют долговременную тенденцию повышения доли газа в
потреблении энергии в регионе.
Проблемы энергетики
СВЕТЛОВ Игорь Борисович – кандидат технических наук (Центр стратегических исследований топливно-энергетического комплекса Дальнего Востока, Владивосток).
106
На данный момент на рынке газа стран АТР преобладает сжиженный природный газ
(СПГ). Лидирует в потреблении СПГ Япония (70 млрд м3/год). Кроме Японии в этом
регионе формируются еще два локальных рынка сжиженного природного газа: Южная
Корея, где объем заключаемых контрактов в год в среднем составляет 11 млрд м3 сжиженного газа, и Тайвань – контракты на 9 млрд м3/год. При этом объем импорта СПГ Японией, Кореей и Тайванем составляет более 75% международной торговли СПГ.
Преобладание АТР в мировой торговле СПГ сохранится и в дальнейшем [1, 4, 7, 8].
Собственная добыча газа в пределах региона развита только в странах Юго-Восточной
Азии (Малайзия, Индонезия, Таиланд) и в Австралии, откуда в основном и осуществляется импорт газа в Японию, Южную Корею и на Тайвань. Китай также реализует политику
существенного увеличения объемов добычи природного газа в ближайшие два десятилетия. В последнее время страны АТР проявляют большой интерес к развитию трубопроводного транспорта природного газа и к возможным поставкам его из России.
Быстрорастущий рынок газа в АТР привлекает поставщиков и из других регионов
(например, из Туркмении, стран Среднего Востока), что обостряет конкуренцию среди
экспортеров газа в этом регионе. По прогнозу экспертов «Газпрома» [4], к 2010 г. может
возникнуть дефицит газа в объеме 50–80 млрд м3 и к 2020 г. – в объеме 120 млрд м3.
Запасы газа в Индонезии, Малайзии, странах Персидского залива позволяют увеличить
производство и поставки в страны АТР СПГ в объемах не менее 30–40 млрд м3 к 2010 г. и
50–80 млрд м3 к 2020 г. Поэтому преимущество России на рынке АТР состоит в возможности обеспечить поставки не сжиженного, а трубопроводного природного газа [1].
Дальневосточный регион России с его большими разведанными запасами природного
газа может стать в перспективе одним из важных источников развития энергетического
рынка Северо-Восточной Азии и средством укрепления стратегических позиций России
в АТР.
Однако при всей очевидности перспектив рынка АТР для России по экспорту газа следует иметь в виду следующие три обстоятельства:
за последние два десятилетия резко возросли объемы поисково-разведочных работ на
газ не только в странах с развитой нефтегазовой отраслью (Индонезия, Малайзия, Австралия, Бруней), но и в странах, считавшихся до недавнего времени малоперспективными
(Вьетнам, Таиланд, Камбоджа);
на страны АТР, как уже упоминалось, приходится большая часть мировых объемов экспорта СПГ. Япония имеет в настоящее время ряд долгосрочных контрактов по поставкам
СПГ из штата Аляска (США), Объединенных Арабских Эмиратов, Австралии, Малайзии
и Индонезии, срок действия которых заканчивается в ближайшие годы (до 2010 г.). Южнокорейские фирмы имеют два действующих контракта (Индонезия, Малайзия). Специалисты предсказывают в ближайшем будущем резкий скачок спроса на СПГ в этих и других
странах АТР;
крупнейшим поставщиком природного газа в страны АТР становится Катар, где в последние годы открыто и уже разрабатывается уникальное по запасам газовое месторождение. Япония и Южная Корея уже подписали с Катаром 25-летние контракты на поставку СПГ.
Таким образом, в странах АТР сложился достаточно устойчивый рынок торговли природным газом, и для вхождения в него России необходима тщательно продуманная и обоснованная внешнеполитическая энергетическая стратегия.
Реализация данного потенциала требует взвешенного государственного подхода и разработки единой экспортной политики. Такая политика должна базироваться на принципах
1) приоритета российских потребителей газа; 2) создания наиболее выгодных условий
для социально-экономического развития Дальнего Востока; 3) достижения максимальной
эффективности экспорта посредством создания единого экспортного канала и проведения единой ценовой политики, отвечающей интересам России.
107
Рынок природного газа в Китае. В последние годы Китай демонстрирует стабильно высокие темпы экономического роста (не менее 7% в год). Запланированные быстрые
темпы роста экономики этой страны в ближайшие 20 лет будут сопровождаться возрастающим спросом на энергоресурсы. Совокупный спрос на первичные энергоресурсы по некоторым оценкам возрастет с 1,28 млрд тут в 2000 г. до 1,88 млрд т в 2010 и
2 млрд т в 2020 г. По другим оценкам энергопотребление в этой стране уже к 2010 г. превысит 2 млрд тут [4, 8].
Современная структура энергопотребления Китая базируется на использовании угля
(64%) и нефти (30%), оставляя на долю гидроэнергии и газа примерно по 3%.
Действующими планами экономического развития КНР предусматривается
последовательное совершенствование структуры энергетического баланса страны, прежде всего за счет сокращения доли угля и повышения доли природного газа (к 2020 г. до
8–10%) [4, 7, 8]. Переход на использование высококачественных энергетических ресурсов
обусловлен сложной экологической обстановкой в крупнейших городах страны, технологическими требованиями промышленности, подтверждением за последние годы значительных собственных запасов газа.
Китайскими официальными источниками геологические ресурсы природного газа в
стране оцениваются в 46,2 трлн м3, в том числе на суше – 39 трлн м3. Подтвержденные запасы составляют свыше 3 трлн м3. При этом ведутся активные геологоразведочные работы, которые за последние годы позволили открыть в Таримском и Ордосском бассейнах
ряд крупных месторождений природного газа (месторождения Кела-2, Сулигэмяо и др.).
Значительные запасы газа позволяют реализовать в ближайшие 20 лет политику ускоренного наращивания собственной добычи газа. Планируемые объемы собственной добычи,
а также дозированные поставки СПГ в Южный и Восточный Китай по уже реализуемым
проектам обеспечат прогнозные потребности страны в природном газе до 2009–2010 гг.
В этот период будут вовлечены в разработку новые месторождения в Таримском, Ордосском и Цайдамском бассейнах. Острой необходимости в импорте природного газа
в этот период не возникнет, и закупки могут производиться только в случае принятия
поставщиком условий покупателя. При этом следует учитывать прогнозируемое Китаем создание развитой структуры газопотребления, что потребует значительного времени.
После 2010 г. собственная добыча и импортные поставки СПГ перестанут удовлетворять растущие потребности внутреннего рынка, возникнет объективная потребность
в импорте сетевого газа в Северный и Северо-Восточный Китай при одновременном наращивании объема поставок СПГ в Южный и Юго-Восточный Китай.
К 2020 г. импорт природного газа существенно возрастет – предположительно до
50–60 млрд м3 (табл. 2). При этом потребность в импортном газе Северо-Восточного и Северного Китая составит около 20 млрд м3, в качестве вероятных источников поступления
этого газа рассматриваются Восточная Сибирь и Дальний Восток. Потребность в импортном газе Восточного и Центрального Китая составит 30–40 млрд м3, возможный
источник поставки его в эти районы Китая – Западная Сибирь (через западный участок
российско-китайской границы в районе Алтая) или страны Средней Азии.
Для обеспечения потребности в газе в Южном и Юго-Восточном Китае планируется
строительство к 2020 г. трех терминалов по приему СПГ совокупной мощностью 16 млн т
в год.
КНР в настоящее время ведет заблаговременную проработку целого ряда проектов
импорта природного газа. В качестве одного из возможных источников получения газа
рассматривается Россия. Импорт природного газа поможет улучшить экологическое состояние окружающей среды, структуру топливно-энергетического баланса, обеспечить надежность энергоснабжения, решить транспортные проблемы. Кроме того, импортный
газ может способствовать ускоренному росту экономики.
108
Рынок природного газа в Японии. В энергетическом секторе экономики Японии не
прогнозируется значительного роста потребления первичных энергоресурсов. Экономика страны в перспективном плане сориентирована в целом на поддержание нынешних
объемов потребления (или на их незначительное увеличение и активное использование
энергосберегающих технологий).
В структуре потребления энергоресурсов в Японии доля природного газа составляет
11,6%. Объем собственной добычи газа незначителен – около 2–2,5 млрд м3/год, в то
время как в виде СПГ в страну импортируется морским транспортом более 70 млрд м3.
Япония – третья страна в мире по импорту газа после США и Германии, является крупнейшим мировым импортером СПГ.
Заключенные контракты на поставку СПГ обеспечивают потребность Японии в газе
до 2010 г. (табл. 2).
Таблица 2
Прогноз добычи и потребления газа в Китае, Японии и Республике Корея, млрд м3/год [4]
2000 г. 2010 г. 2020 г.
Китай
Потребление 27,7 88–120 160–205
Собственная добыча 27,7 80–90 100–120
Импорт СПГ 0 8–15 10–25
Потребность в импорте природного газа 0 0–15 50–60
Япония
Потребление 75 80–90 95–110
Собственная добыча 2,4 2–3 2–3
Импорт СПГ 72,6 78–87 93–97
Потребность в импорте природного газа 0 0 0–10
Республика Корея
Потребление 20 28–40 50–73
Собственная добыча 0 0–5 6–8
Импорт СПГ 20 28–29 32–50
Потребность в импорте природного газа 0 0–6 12–15
До 2020 г. ориентация на преимущественные закупки СПГ сохранится. Ведутся переговоры о заключении новых и продлении срока действующих контрактов. Вероятность
поставок природного газа по трубопроводам невысока.
Рынок природного газа в Республике Корея. На протяжении последних десятилетий Республика Корея занимала одно из ведущих мест в мире по росту потребления первичной энергии, что было обусловлено стабильно высоким темпом экономического роста
страны (8% в год). Республика Корея в целом успешно преодолела последствия азиатского
экономического кризиса 1998 г. В стране возобновился экономический рост, однако с несколько более низкими темпами.
Основа экономики страны – сталелитейная, судостроительная и другие энергоемкие
отрасли промышленности, поэтому энергоемкость ВВП высокая. Основная доля в суммарном энергопотреблении стабильно приходится на промышленность (42%) и электроэнергетику (20%).
В качестве дополнительного источника к поставкам СПГ в Корею после 2010 г.
могут рассматриваться поставки трубопроводного газа. В этот период возможна закупка сетевого газа и СПГ в России с учетом проводимой политики диверсификации
поставщиков.
109
До последнего времени считалось,
что Республика Корея практически не
располагает собственными ресурсами
природного газа. Однако в самое последнее время появились сообщения об открытии на южном шельфе
страны крупного месторождения газа
с запасами примерно в 200 млрд м3.
Бурение продолжается, и в ближайшее
время возможны новые открытия (не
менее 150 млрд м3 запасов газа). Это
открытие, если оно будет подтверждено, может скорректировать конъюнктуру корейского рынка природного газа и уменьшить
прогнозные значения объемов закупок по импорту.
Рынок газа в США. Технически извлекаемые (по принятой в США классификации)
запасы природного газа в США составляют около 36 трлн м3, при этом подтвержденных
запасов (с учетом нефтяного газа) – более 11 трлн м3. Таким образом, США обеспечены
собственными запасами газа на обозримую перспективу.
Потребление природного газа в 2000 г. достигло 645 млрд м3 (табл. 3). Объемы
внутренней добычи колеблются от 480 до 550 млрд м3 в год. Ежегодно импортируется
100–150 млрд м3 газа. Основная доля его поступает по газопроводам из Канады и Мексики, доля СПГ в балансе незначительна.
Газовый рынок страны является одним из самых развитых в мире. Доля газа в общем
энергопотреблении составляет 29%. В США действуют региональная (на уровне одного или нескольких штатов) монополия для распределительных компаний и жесткий
контроль, препятствующий необоснованному росту цен на газ для конечных потребителей. Газотранспортные тарифы также регулируются Федеральной энергетической
комиссией США и энергетическими комиссиями штатов. В то же время на цены активно
влияет спотовый рынок (краткосрочные сделки). В целом такой механизм позволяет проводить политику дозированного использования собственных ресурсов и влиять на цены
импортируемого газа в сторону их снижения.
До 2010 г. потребность США в газе в основном обеспечивается собственной добычей
и поставками природного газа из Канады и Мексики, а также закупками СПГ у существующих поставщиков. Возникновение ниши для экспорта в США российского газа в виде
СПГ возможно только после 2010 г. в случае поддержания в США собственной добычи
на нынешнем уровне.
О перспективах импорта российского газа странами АТР
В период до 2010 г. потребности основных потенциальных потребителей российского газа – Китая, Кореи, Японии, США – будут обеспечиваться за счет собственной
добычи и имеющихся долгосрочных контрактов на закупку СПГ и природного газа. После
2010 г. прогнозируется постепенное нарастание потребности в импорте природного газа
со стороны КНР и Кореи, при этом к 2020 г. потребность в импорте трубопроводного газа
для КНР становится значительной (50–60 млрд м3). В качестве рынка предполагаются Северо-Восточный, Северный, Восточный и Центральный районы Китая [7].
В частности, компанией ОАО «РУСИА-Петролеум» (см. рисунок) выполняется ТЭО поставок газа с Ковыктинского месторождения (Иркутская область). Месторождение готово к добыче газа в объеме более 1 млрд м3/год, а компанией «Саханефтегаз» выполнено предварительное ТЭО проекта поставки в Китай газа с Чаяндинского
Таблица 3
Производство и потребление газа в США,
млрд м3 [4]
2000 г. 2010 г. 2020 г.
Потребление 645 793 991
Производство
сценарий 1 546 546 546
сценарий 2 546 708 849
Импорт 99 247–85 445–142
110
месторождения Республики Саха (Якутия) [6]. Участие в указанных работах позволило
китайской стороне получить доступ к основной технико-экономической информации,
включающей стоимость добычи газа и его транспортировки до границы.
Китайская сторона при этом последовательно проводит линию на раздельное осуществление проектов, имея целью получение максимальных коммерческих выгод
за счет конкуренции между ними и снижения экспортной цены. В качестве ценового ориентира китайская сторона предлагает цены на энергетические угли Северо-Восточного
Китая.
При этом следует отметить, что в реализации Ковыктинского проекта участвует британская компания «ВР-Амосо», которая на китайском рынке совместно с китайским партнером планирует участвовать в реализации ковыктинского газа в Северном и СевероВосточном Китае и потому объективно не заинтересована в поддержании высоких цен на
российский газ. Аналогичный конфликт с интересами российского государства имеют
в Китае международный концерн «Шелл» и американская компания «ЭксонМобил», планирующие продажу в КНР газа проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2» [2, 5]. Проектом
«Сахалин-1» предусмотрена разработка месторождений Чайво, Одопту и Аркутун-Даги
недалеко от северо-восточного побережья о-ва Сахалин. Глубина моря – 20–50 м. Месторождения являются многопластовыми структурами с нефтегазоконденсатными, газовыми
и газоконденсатными залежами на глубинах от чуть более 1 тыс. до почти 3 тыс. м. Проект
«Сахалин-1» выполняется в рамках Соглашения о разделе продукции. Инвестором проекта является международный консорциум. План разработки месторождений по проекту
включает четыре стадии. Капитальные вложения в разработку всех месторождений по
проекту «Сахалин-1» оцениваются в сумме свыше 12 млрд долл. США.
Проекты освоения Ковыктинского месторождения и месторождений о-ва Сахалин могут быть реализованы параллельно, так как они не конкурируют между собой.
«РУСИА-Петролеум», владеющая лицензией на освоение Ковыктинского месторождения,
уже инвестировала около 1,2 млрд руб. на реализацию регионального газового проекта,
предусматривающего строительство на первом этапе газопровода от месторождения до
Саянска. Прогнозируется, что к 2008 г. на внутренний рынок будет поставляться 2,5, а к
2010 г. – 4 млрд м3 газа. Развитие Ковыкты позволит развивать и газовые месторождения
Якутии, в первую очередь Чаяндинское, что даст толчок к развитию всего региона. Однако
без экспортной составляющей Ковыктинский проект не будет окупаемым. Экспортными
потребителями газа с Ковыктинского месторождения являются Китай и Южная Корея.
Для решения вопроса по экспортной составляющей проекта необходима поддержка на
Размещение начальных суммарных ресурсов газа Сибирского и Дальневосточного федеральных округов, млрд м3
111
государственном уровне. Очередность освоения газовых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока должна быть утверждена в рамках соответствующей государственной программы. Координатором поставок газа в Азиатско-Тихоокеанский регион
является ОАО «Газпром», который настаивает на первоочередном освоении газовых месторождений Сахалина.
Сугубо экспортная направленность прорабатываемых в настоящее время отдельными
компаниями проектов поставок газа в Китай с различных месторождений газа Восточной Сибири и Дальнего Востока [3, 7] приведет к избыточному предложению ресурсов
газа на внешнем рынке, взаимной конкуренции проектов подачи российского газа в Китай,
что в свою очередь чревато занижением экспортных цен, значительными потерями и упущенной выгодой для России. Такой подход не позволит полностью раскрыть потенциал
развития Восточно-Сибирского и Дальневосточного регионов.
Данная ситуация требует скорейшего вмешательства со стороны государства. Задача
усиления государственного контроля за перспективными проектами экспорта российского газа в страны АТР и их увязка с планами социально-экономического развития регионов должны решаться посредством сохранения государством действующего единого
экспортного канала в области поставок газа и распространения его действия на поставки
российского газа в страны АТР. Это позволит государству проводить единую ценовую
политику, создающую условия для поставок газа с отдаленных от российской границы
месторождений, осуществлять дальнейшее развитие газовой инфраструктуры в регионе и
добиваться максимизации коммерческой эффективности экспорта.
Период до 2010 г. должен быть использован государством в целях создания условий
для будущих поставок российского природного газа в страны АТР на условиях, соответствующих национальным интересам России.
ЛИТЕРАТУРА
1. Воронцова Н.И. Нефтегазовые перспективы России в АТР // Дальневост. капитал. 2003. № 12. С. 8–17.
2. Кононов В.Э., Черный А.В. Состояние и перспективы базы нефтегазовых ресурсов шельфа Охотского
моря и ее роль в развитии экономики Дальневосточного экономического региона // Проблемы поисков энергетических носителей на рубеже 2–3-го тысячелетий: докл. на юбилейном засед. Учен. совета СахНЦ ДВО РАН
совм. с регион. центром Междунар. академии минеральных ресурсов. Южно-Сахалинск, 2000. С. 23–34.
3. Нефть и газ Магаданского шельфа: информ. бюл. Комитета природных ресурсов по Магаданской области.
№ 1. Магадан, 2000. 3 с.
4. Программа создания в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке единой системы добычи, транспортировки газа и газоснабжения с учетом возможного экспорта газа на рынки Китая и других стран Азиатско-Тихоокеанского региона. М.: «Газпром», 2003. 99 с.
5. Проект «Сахалин-2». Южно-Сахалинск: Сахалин Энерджи Инвестмент Компании, Лтд., 2002. 16 с.
6. Саенко В.В. Энергетическая стратегия России и развитие нефтегазового комплекса на востоке страны:
докл. на Пятой Всерос. неделе нефти и газа, 2005. – www.minprom.gov.ru/activity/energy/appearance/10.
7. Светлов И.Б., Гулькова С.Г. ТЭК Дальнего Востока и состояние окружающей среды. Владивосток: Дальнаука, 2006. 129 с.
8. Тапканов Э.А., Бекетов Н.В., Никитина Т.В. Топливно-энергетический комплекс региона: структура,
функции, перспективы развития. М.: Academia, 2003. 240 с.

Больше информации

Статьи о России


 

 


Copyright © 2005-2009 Защита сайта от бана. Учёт кликов из любых источников