CC BY
107
ГАЗОВАЯ ПОЛИТИКА КИТАЯ В ГОСУДАРСТВАХ ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ
Владимир МАТВЕЕВ
кандидат экономических наук, ведущий научный сотрудник Центра по изучению ШОС и региональных проблем безопасности Института Дальнего Востока Российской академии наук
(Москва, Россия)
Развитие газовой промышленности КНР нельзя рассматривать вне контекста проблем развития всей его энергетики.
Рост китайской экономики в среднесрочной перспективе в немалой степени связан с увеличением доли потребления эффективных энергоресурсов — природного
газа, нефти, гидро- и ядерной энергии, хотя ныне их доля в структуре производства энергоресурсов относительно невелика. Однако вовлечение в оборот эффективных энергоносителей сопряжено с немалыми трудностями.
Сегодня высокие темпы подъема экономики Китая не обеспечиваются соответствующим развитием его топливно-энергетического комплекса. Страна все больше переходит в категорию нетто-импортеров энергоносителей, дефицит энергоресурсов растет, и обеспечение ими потребностей народного хозяйства становится одним из факторов внешнеполитической стратегии государства.
Ключевое звено энергетической дипломатии Китая — стабильное и гарантированное обеспечение потребностей страны в высокоэффективных энергоресурсах, к которым относятся нефть и природный газ. В условиях широкого вовлечения КНР в процессы глобализации значительное внимание необходимо уделять таким внешним факторам мирового энергетического рынка, как изменение геополитической ситуации и связанное с этим повышение политических рисков и нестабильности в добыче углеводородов, рост мировых цен на нефть и газ, усиление участия государства в международной торговле энергоносителями и пр.
Кроме того, в энергетической политике Китая следует учитывать ряд национальных особенностей нефтегазового сектора страны, а именно:
— значительную долю государственного присутствия в разработке нефтегазовых ресурсов;
— открытие новых перспективных месторождений нефти и газа в труднодоступных горных и пустынных регионах;
— неразвитость газотранспортной инфраструктуры.
Еще один значимый фактор — необходимость оптимизации энергопотребления. В настоящее время руководство страны уделяет большое внимание избыточному потреблению энергии. На первой сессии Всекитайского собрания народных представителей 11-го созыва, состоявшейся в март 2008 года, этой проблеме уделили особое внимание1.
Еще в 2006 году с целью экономии энергоресурсов было запланировано снижение их использования на единицу ВВП (на 20% за пятилетку). Однако в том же году экономии энергоресурсов не было, а за 2007-й она составила 3,7% вместо плановых 5%2. Более того, существенная часть привлеченных прямых иностранных инвестиций направляется в энергоемкие отрасли хозяйства, что только усугубляет высокие потребности в энергоресурсах.
В связи с такими негативными тенденциями правительство предприняло ряд кардинальных мер, в частности закрыло значительное количество небольших и неэффективных теплоэлектростанций, мелкие угольные шахты, устаревшие энергоемкие производства в металлургии, цементной промышленности и пр. Как заявил премьер Госсовета КНР Вэнь Цзябао, в 11-й пятилетке (2006—2010 гг.) развитие науки и техники является приоритетной и стратегической задачей. Китай вступил в такой исторический период, когда социально-экономическое развитие идет (более чем прежде) за счет научно-технического прогресса и инноваций3. В целях реализации инновационных проектов разработаны Основные положения государственной средне- и долгосрочной программы развития науки и техники, где, в частности, предусмотрено увеличить расходы на повышение эффективно-
1 См.: Островский А.В. Современная экономика КНР: проблемы, угрозы, перспективы. Новосибирск: ЭКО, август 2008.
2 См.: Там же.
3 См.: [http://www.lenta.ru/news/2006/03/05/china/].
сти добычи углеводородов из продуктивных пластов, совершенствовать технологии извлечения метана из угольных пластов и пр.
В последнее время из-за роста дефицита нефти органы государственной власти «развернулись» в сторону газовой промышленности. Она становится определяющим фактором дальнейшего подъема экономики КНР, на ускоренный прогресс которой обращено все внимание страны. Однако высокая капиталоемкость развития этой сферы ведет к необходимости разработать четкую и обоснованную стратегию.
Интерес к газовой отрасли обусловлен увеличением потребления газа в электроэнергетике, улучшением охраны окружающей среды и переходом промышленности на более совершенные технологии. Дополнительный импульс широкому применению газа придает реализация программных установок по повышению качества жизни населения, что в определенной степени связано с переходом от отопления углем к отоплению газом и т.д.
Таким образом, в среднесрочной перспективе предполагается быстрый рост потребления указанного сырья. На первый взгляд КНР сможет удовлетворить повышенный спрос на природный газ, так как, по некоторым данным, располагает его значительными запасами: по оценкам китайских экспертов, они составляют 46,2 трлн куб. м4. Как сообщают СМИ страны, отмечается активный прирост доказанных запасов в газодобывающих районах государства. Так, Китайская национальная нефтегазовая корпорация объявила об открытии четырех месторождений в юго-западной провинции Сычуань. Предварительная оценка их суммарных запасов равна 160 млрд куб. м. Всего в этой провинции открыто более 100 месторождений. В настоящее время основными районами добычи газа в Китае являются (наряду с провинцией Сычуань) шельф Южно-Китайского моря и Синьцзян-Уйгурский автономный район (СУАР). Наиболее крупные месторождения расположены в районе Тарима (СУАР), Ордосского плато (провинции Шэньси, Ганьсу, Нинся) и в Цайдаме (провинция Цинхай)5.
Но здесь возникает ряд проблем. Так, газовые запасы расположены по территории страны неравномерно, большая их часть (около 80%) находится в западной и центральной частях страны. В СУАР, где сосредоточено 34% запасов голубого топлива КНР, уже приступают к их эксплуатации6. Условия разработки нефти и газа здесь весьма сложные, что обусловлено, во-первых, тем, что они находятся в высокогорных пустынях с суровым климатом и нет удобные путей сообщения, во-вторых, большой глубиной залегания и сложностью структуры подземных пластов. Однако эти месторождения, где основным промысловым районом является Таримский бассейн, привлекательны с точки зрения промышленной разработки. В последние годы там открыто несколько крупных месторождений, потенциальные запасы которых оцениваются в 8,4 трлн куб. м, то есть 25% резервов, а разведанные составляют 658 млрд куб. м7.
В XXI веке СУАР может стать важной базой добычи нефти и газа, сменив истощившиеся месторождения. Как показала геологоразведка, здесь на площади 950 тыс. кв. км выявлены подземные слои осадочных пород, перспективных с точки зрения залегания нефти. Всего же в СУАР обнаружено свыше 30 бассейнов, разведанные запасы нефти которых превышают 2 млрд т, а природного газа — 700 млрд куб. м8. При этом основные газодобывающие районы географически не совпадают с наиболее индустриально развитыми регионами страны. Для доставки голубого топлива потребителям центральных и
4 См.: [http://centrasia.org/newsA.php4?st=П50200540].
5 См.: Там же.
6 См.: [http://www.altaimter.mfo/news/?id=16418]
7 См.: Там же.
8 См.: [http://www.abirus.rU/o/xjnr.htm].
восточных районов необходимо создать капиталоемкие газотранспортные системы. В итоге — с учетом транспортировки газа в основные области потребления на восточном побережье — конечные цены на сырье будут достаточно высоки, что объективно ограничивает сферу потребления голубого топлива только высокоэффективными отраслями: химической промышленностью, металлургией и большой энергетикой. Тем не менее в последнее время показатели ежегодного роста спроса на газ в КНР выражаются двузначными числами. Ожидается, что скоро Китай перейдет знаковый рубеж и потребление природного газа в стране превзойдет собственную добычу. В частности, в 2010 году, как полагают китайские аналитики, спрос достигнет 100 млрд куб. м. Правда, в расчетах уровней добычи отмечаются разночтения. Так, по данным, приведенным в Синей книге «Энергетика-2007» (издание Академии общественных наук КНР), объем извлечения достигнет 80 млрд куб. м, согласно же ориентирам 11-й пятилетки страны, — 92 млрд куб. м9. Таким образом, дефицит голубого топлива может составить на 2010 год 8—20%, и его следует покрыть за счет импорта.
По прогнозам, к 2020 году ситуация ухудшится. Большинство китайских ученых сходятся в том, что спрос достигнет 200 млрд куб. м, а добыча не превысит 100 млрд куб. м10, то есть придется импортировать 100 млрд куб. м (50%). Однако российские аналитики (А. Коржубаев и др.) прогнозируют объем потребления всего в 155 млрд куб. м11.
После 2010 года газовая отрасль КНР может развиваться по двум основным сценариям.
Согласно первому, оптимистичному, предполагается, что запасы голубого топлива и тенденции к его существенному приросту в основных газоносных бассейнах позволят сделать ставку на приоритетность развития собственной добычи. Так, в официальных документах правительства, касающихся национальной безопасности, ведущими принципами энергетической политики определены ставка на развитие собственных энергоресурсов и многовекторность каналов импортных. Таким образом, предполагается, что добыча газа на собственных месторождениях, включая ввод в эксплуатацию новых залежей в Таримском, Ордосском и Цайдамском бассейнах, а также растущие закупки сжиженного природного газа (СПГ) обеспечат основные потребности страны до 2010 года и далее.
Согласно второму, реалистичному сценарию, после 2010 года ресурсы старых и вновь введенных месторождений не смогут обеспечить растущий спрос на голубое топливо. Тогда и возникнет необходимость не только роста поставок СПГ на восточное и южное побережья КНР, но и импорта газа из стран Центральной Азии и России.
Планируется, что в прибрежных провинциях юга и востока КНР, а также в прибрежных районах Бохайского залива на севере дефицит голубого топлива будет компенсироваться как за счет его транспортировки из западных районов страны, так и (в большей степени) на основе использования СПГ. Для этого Пекин приступил к формированию системы приема и регазификации сжиженного природного газа в ряде провинций на юге и юго-востоке страны — Гуандун, Фуцзянь, Чжэцзян, на острове Хайнань и в Шанхае, а также к сооружению газопроводов для транспортировки регазифицированного сырья в южных областях.
Минувшие 10 лет Китай присматривался к СПГ и принял принципиальное решение сделать ставку на его импорт из государств Юго-Восточной Азии, Африки и Персидского залива. Идет процесс заключения долгосрочных контрактов со странами-производителя-ми СПГ. Одно из наиболее крупных соглашений на сумму в 35 млрд долл. заключено в
9 См.: [http://www.eastempromise.ra/press.php?doc_id=1336].
10 См.: Там же.
11 См.: [http://www.ngv.ru/artide.aspx?artideГО=25052].
2007 году с австралийской компанией «Woodside Energy Ltd». Сейчас КНР в ускоренном режиме строит терминалы для приема метановозов с СПГ. Ожидается, что к 2010 году его потребление составит 10—15 млрд куб. м и 20 млрд куб. м — к 2020-му12.
Дефицит в северо-восточных и центральных провинциях будет покрываться наращиванием добычи газа в западных и центральных районах с дальнейшей транспортировкой его по магистральным газопроводам потребителям и поставками на западную границу КНР из стран Центральной Азии и России.
Расхождения в перспективных оценках потребления газа за пределами 2010 года связаны прежде всего с отсутствием развитой инфраструктуры транспортировки и сбыта, высокой стоимостью ее сооружения и с неясностью относительно окончательной позиции Пекина в плане целесообразности наращивания добычи угля — основного и наиболее дешевого энергетического ресурса страны, доля которого в энергобалансе КНР за последнее время (2000—2006 гг.) устойчиво сохраняется на уровне 67—75%. Уголь является в Китае «замыкающим» энергоносителем, и быстрый рост потребностей экономики в энергоресурсах поддерживался ускоренным увеличением его добычи. Довольно длительное время Китай занимает по объемам извлечения угля первое место в мире. С учетом гигантских запасов угольная промышленность на многие десятилетия будет оставаться базовой отраслью китайской энергетики. Однако есть два лимитирующих фактора. Во-первых, эта сфера, составляющая около 40% мировой добычи, достигла определенного технологического предела. Во-вторых, доминирование угля как основного энергоносителя для энергетики в топливно-энергетическом балансе усугубляет и без того серьезные экологические проблемы в большинстве регионов страны. Как отметил премьер Госсовета Китая Вэнь Цзябао на ежегодной сессии ВСНП, состоявшейся в 2006 году, загрязнение окружающей среды стало одной из основных проблем социально-экономического развития КНР еще в период 2001—2005 годов, когда по экологическим показателям 10-я пятилетка не была выполнена13. До сих пор не найдено эффективного решения этих проблем, к тому же все больше актуализирующихся из-за роста выбросов тепловых электростанций, работающих на угле. В плане Китая на 11 пятилетку (2006—2010 гг.) принята программа по сокращению вредных выбросов на 10%14. Органы власти крупнейших мегаполисов КНР, где экологические проблемы особо остры, начинают принимать практические меры по ограничению потребления угля.
До 2005 года в стране не было крупных газотранспортных систем, голубое топливо из газодобывающих районов доставляли по региональным трубопроводам, связывающим разрабатываемые месторождения с близрасположенными потребителями.
Сейчас КНР вступает в период интенсивного развития национальной газовой промышленности, что определяется Планом развития нефтегазовой промышленности на среднесрочную и долгосрочную перспективу, Планом развития сжиженного природного газа на среднесрочную и долгосрочную перспективу и Планом развития газопроводов на среднесрочную и долгосрочную перспективу. Согласно этим документам, приоритетными названы стимулирование разведочных работ, освоение новых месторождений, строительство магистральных трубопроводов и терминалов по приему СПГ, создание собственного танкерного флота для перевозки СПГ.
Реализация этих планов позволит оптимизировать структуру энергетики и обеспечить энергетическую безопасность страны. Существенное место в планировании подъема национальной газовой промышленности будет отведено совершенствованию законодательных основ регулирования развития отрасли и созданию четких условий для отече-
12 См.: [http://www.oil-equip.ru/ngv/4-99/vector/vector.html].
13 См.: [http://www.lenta.ru/news/2006/03/05/china/].
14 См.: Там же.
ственных и иностранных инвестиций. При этом ведущими становятся два перспективных направления развития инфраструктуры газовой промышленности: транспортировка и прием голубого топлива, а также регазификация и доставка сжиженного природного газа. В итоге, к 2020 году на эти цели потребуется свыше 26,5 млрд долл.15
Согласно энергетической концепции Китая, руководители страны намерены строить энергетически самодостаточное общество. Поэтому и в развитии газовой отрасли также можно отметить четкий вектор правительства — опора на собственные силы и ресурсы, что, однако, не исключает участия китайских компаний в разработках полезных ископаемых в других государствах.
В недавнем прошлом правительство КНР, обеспокоенное темпами развития западных транснациональных корпораций, приняло решение, что 30—50 лучших государственных компаний страны должны выйти на глобальный рынок и вступить в конкуренцию с западными корпорациями к 2010 году16.
Наглядный тому пример — созданная в 2000 году «дочка» крупнейшей нефтегазовой компании «China National Petroleum Corporation» (CNPC) — «PetroChina Company Limited», которая к тому же (как и CNPC) займется скупкой зарубежных нефтегазовых активов. Для этого она в 2005 году разместила 20% своих акций (на 2,4 млрд долл.) среди портфельных инвесторов. При этом представители компании озвучили намерение направить выручку от размещения на развитие мощностей и приобретение новых активов за рубежом в целях обеспечения Китая энергией17.
Ведущие нефтегазовые компании КНР имеют доступ к беспроцентным кредитам государственных банков, пользуются налоговыми льготами, льготами по тарифам на аренду земли. Правительство оказывает им полную поддержку на внешних рынках при получении контрактов концессий и заключении соглашений о разделе продукции. Неудивительно, что в этих благоприятных условиях триада нефтегазовых компаний — «PetroChina», «Sinopec» и «CNOOC» — ведет за рубежом весьма агрессивную политику в части приобретения инфраструктурных объектов и сооружения трубопроводов по территории республик Центральной Азии. Китайские компании стараются не только покупать зарубежные активы, но и самостоятельно добывать углеводороды в других странах.
В противоположность этому нефтегазовые фирмы или подразделения основных корпораций, работающие на внутреннем энергетическом рынке, испытывают явный дефицит финансовых средств, что вызвано особенностями политики правительства в сфере энергетики. Хотя мировые цены на нефть и газ растут, руководство страны сдерживает расценки на энергоносители и облагает нефтеперерабатывающие компаний высокими налогами, тем самым сохраняя низкую рентабельность сфер переработки и сбыта18.
Учитывая растущий дисбаланс между добычей и потреблением газа, правительство предполагает отвести большую роль в подпитке всей газотранспортной системы экспорту голубого топлива из стран Центральной Азии, в том числе интенсифицирует свое участие в разведке и разработке газовых ресурсов Узбекистана, Туркменистана и Казахстана посредством энергичной скупки активов их компаний. Здесь у Китая имеется два побудительных мотива.
Первый из них — стратегический. КНР хочет купить активы местных газовых компаний практически любой ценой, чтобы иметь в регионе стабильные и гарантированные объемы добычи голубого топлива. К тому же с позиций энергетической безопасности
15 См.: [http://russian.people.com.cn/31518/2382829.html].
16 См.: The Economist, 6 January 2005.
17 См.: [htpp://www.au92.ru/msg/20050902_1vzm2oa.html]
18 См.: [htpp://www.rbcdaily.ru/2008/06/16/world/352265].
Китаю важно оперировать и здесь собственным газом, нежели заниматься его закупками у других компаний.
Другой мотив — экономический. КНР приобретает активы местных компаний для минимизации затрат на закупку голубого топлива стран ЦA. Эта практика ныне широко используется в нефтегазовом секторе Казахстана, где китайские компании работают относительно продолжительное время. В результате этих действий Пекин минимизирует ценовые составляющие за счет некоторого снижения налоговой нагрузки, и в конечном счете основная затратная часть импорта углеводородов приходится на оплату их транспортировки до границы КНР. Однако следствием этого является упущенная выгода газодобывающих стран Центральной Aзии, особенно на фоне повышения цен на газ (как и на нефть). Такая же тактика скупки активов либо заключение соглашений о разделе продукции применяются сейчас в газовом секторе Туркменистана и Узбекистана.
До недавнего времени наиболее реальным планом поставок природного газа в Китай был проект магистрального трубопровода из Западного Казахстана. Однако ныне на эту роль выходит магистральный газопровод «Центральная Aзия» из Туркменистана в КНР, который станет вторым масштабным энергетическим проектом Пекина в Центральной Aзии (после нефтепровода Казахстан — КНР). Эти трубопроводы являются стратегическими и наиболее надежными звеньями системы энергобезопасности Китая.
Учитывая, что Туркменистан позиционируется на ведущих ролях в рейтинге стран, обладающих большими ресурсами природного газа, КНР определяет отношения с ним как стратегические. В апреле 2006 года тогдашний президент Туркменистана С. Ниязов подписал с Пекином стратегическое соглашение по поставкам газа.
При режиме С. Ниязова геологические данные о резервах углеводородов республики были закрыты, а оценки туркменских геологов относительно запасов газа нередко противоречили друг другу в разы. Зарубежные эксперты же, основываясь на еще советских источниках, дают разные оценки газовых резервов Туркменистана: от 8 до более чем 20 трлн куб. м, то есть по этому показателю страна может претендовать на третье место в мире. Что же касается доказанных запасов, то они составляют порядка 3 трлн куб. м (согласно «BP Statistical Review of World Energy» — 2,9 трлн куб. м)19.
Из-за этого многие зарубежные инвесторы откладывали новые проекты в сферах разработки и транспортировки голубого топлива, так как сооружение крупных газотранспортных систем под обеспечение долгосрочных поставок требует гарантированных запасов сырья на значительный период, в основном 30 лет. При этом потребитель должен гарантировать стабильный многолетний отбор газа: большей частью по системе «бери или плати». Уровень отбора голубого топлива весьма влияет на затраты по его транспортировке и в конечном счете на ее эффективность, а в крупных газотранспортных системах стоимость прокачки нередко приближается к 40% конечной цены реализации голубого топлива. Исходя из этого, основные импортеры туркменского газа хотят получить гарантии Aшхабада под его долгосрочные поставки.
Сейчас власти начинают понимать следующее: чтобы встать в ряд ведущих мировых экспортеров газа и закрепить за собой статус надежного поставщика голубого топлива в транснациональных масштабах, необходимо подтверждение независимыми международными экспертами внутренних оценок запасов сырья.
В 2004 году правительство Туркменистана провело международный аудит крупнейшего месторождения Довлетабад и ряда других перспективных залежей, расположенных
19 См.: [http://www.utro.ru/articles/2007/01/11/616149.shtml].
на юго-востоке республики. До 2023 года Довлетабад — основная база поставок голубого топлива по газотранспортной системе Средняя Азия — Центр (САЦ). На него же делают ставку для предполагаемого южноазиатского трубопровода на Пакистан и Индию в объемах 30 млрд куб. м в год в течение 30 лет. В результате указанного аудита международные эксперты оценили запасы Довлетабада в 4,5 трлн куб. м20. В последние годы туркменские геологи выявили в этом районе еще одну группу продуктивных на нефть и газ площадей и структур. В 2003 году было открыто крупнейшее по мировым меркам нефтегазовое месторождение Южный Иолотань — Осман. Данная структура имеет несколько уникальных по мощности продуктивных горизонтов толщиной до 550—600 м, что на порядок превышает объемы углеводородов любого из разрабатываемых месторождений страны. Здесь выявлены уникальные залежи газа дебитом от 1,5 до 5 млн куб. м21. Это открытие подтвердило оценки туркменских геологов о высокой газоносности восточных районов республики и вызвало повышенный интерес зарубежных инвесторов к ее недрам. Поэтому возникла необходимость внести коррективы в данные международного аудита. С этой целью в стране планируется провести тотальную сертификацию запасов голубого топлива. В марте 2008 года правительство заключило новый контракт с британской компанией «Gaffney, Cline & Associates» ^СА)22. Она должна оценить резервы новых месторождений на востоке страны, которые должны стать главной базой дополнительных поставок на европейский и восточноазиатский рынки.
В целом, согласно данным государственного концерна «Туркменгеология», на 2007 год в Туркменистане было открыто около 150 газовых и газоконденсатных месторождений с запасами в 6,1 трлн куб. м. Из них на структурах суши резервы оцениваются в 5,7 трлн куб. м, на шельфе — в 400 млрд куб. м. Ныне разрабатывают 54 месторождения с запасами в 2,7 трлн куб. м, подготовлено к разработке 11 структур с резервами в 257 млрд куб. м. Разведку ведут на более чем 70 месторождениях с запасами в 3 трлн куб. м, законсервировано 11 структур с запасами в 135,1 млрд куб. м. На начало 2007 года текущие геологические резервы газа страны составляли 22,482 трлн куб. м, извлекаемые — 20,350 трлн куб. м23. При этом национальная стратегия развития нефтегазовой отрасли до 2030 года предусматривает последовательный рост добычи газа к 2010 году до 120 млрд куб. м, из которых 100 млрд куб. м планируется экспортировать, к 2020-му — 175 млрд куб. м (из них на экспорт — 140 млрд куб. м), в 2030-м — 250 млрд куб. м (экспорт — 200 млрд куб. м)24. Масштабы развития газодобывающей отрасли находятся в прямой зависимости от возможности экспорта. В 2007 году, в соответствии с экспортным спросом, добыча газа составила 72,3 млрд куб. м, из которых 51 млрд куб. м экспортиро-ваны25. Таким образом, к 2020 году — по сравнению с 2007-м — планируется увеличить экспорт голубого топлива в 2,75 раза. Для реализации столь масштабных стратегических планов требуется четкая энергетическая политика, которая должна опираться как на внутренние источники развития, так и на иностранные инвестиции в разведку, разработку и транспортировку сырья на экспорт.
Главное препятствие на этом направлении — дефицит экспортных газопроводов. Система САЦ за ее более чем 40 лет эксплуатации весьма износилась. Как и многие другие газовые и нефтяные месторождения СССР, уникальные залежи Туркменистана разра-
20 См.: Лукин О. На все четыре стороны // Нефтегазовая вертикаль, 2008, № 7.
21 См.: Там же.
22 См.: Там же.
23 См.: Там же.
24 См.: Газопроводы: состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль, 2007, № 20.
25 См.: Нефть и газ Туркменистана, 2007 // Нефтегазовая вертикаль, 2008, № 7.
1GG
батывали весьма интенсивно, перекачиваемый газ имел высокое содержание механических примесей, воды и тяжелых углеводородов, что негативно отразилось на внутренней поверхности трубопроводов. Ныне требуется модернизация газотранспортной системы не только на туркменском участке, но и на узбекском и казахском.
Газопроводы 1, 2 и 4 системы САЦ сегодня обеспечивают транспортировку сырья из восточных районов Туркменистана через Узбекистан и Казахстан в Россию. По трубопроводу САЦ-3, проложенному вдоль каспийского побережья Туркменистана, перекачивают газ из его западных районов в РФ26. Исходя из разведанных запасов, прогнозных ресурсов и возможностей добычи, Ашхабад придерживается стратегии создания многовариантной системы транспортировки голубого топлива на мировые рынки. Основываясь на растущем спросе на энергоресурсы в государствах Европы, Восточной и Юго-Восточной Азии, Туркменистан планирует увеличивать экспорт природного газа по наиболее выгодным для себя направлениям.
С приходом к власти в 2007 году Г. Бердымухаммедова в Туркменистане начались кардинальные реформы во всех сферах социально-экономической жизни, расширяются контакты с другими странами. Новый президент, естественно, хорошо понимает значение нефтегазовой промышленности как основы экономики республики. Освоение ее богатейшей ресурсной базы не по силам отечественным хозяйствующим субъектам — требуется привлечь прямые зарубежные капиталовложения и передовые технологии, что обусловливает необходимость пересмотреть сложившуюся инвестиционную среду. Да и глобализация мировой экономики требует определенной открытости национальных экономик.
Кроме того, в регионе заметно активизируется КНР. Усилия ее компаний по закреплению в энергетике Туркменистана, Казахстана и Узбекистана начинают «размывать» монопольные позиции России в Центральной Азии, основанные на владении экспортными газопроводами в Европу.
Вопрос об организации поставок Туркменистаном голубого топлива в Китай рассматривали еще в 1996 году. Тогда консорциум в составе китайской СNРС, японской «МЦэиЫэЫ» и американской «Еххоп» разработал ТЭО проекта трубопровода из Восточного Туркменистана (с месторождения Довлетабад) через Узбекистан, Казахстан в КНР, Южную Корею и Японию. В то время при низких мировых ценах на газ и высокой стоимости строительства трубопровода (9 млрд долл.) проект признали нерентабельным и работу по нему остановили27. По мере роста мировых цен на голубое топливо интерес к обновленному проекту вновь стал усиливаться. По заказу ГК «Туркменгаз» в 2003—2005 годах китайские компании провели сервисные работы на правобережье Амударьи, подтвердившие высокую перспективность этих участков28. В апреле 2006 года — в ходе официального визита в Пекин тогдашнего президента Туркменистана С. Ниязова — было подписано Генеральное соглашение о строительстве газопровода Туркменистан — Китай и о поставках природного газа. В соответствии с этим документом, в 2008 году планировалось начать прокладку трубопровода мощностью 30 млрд куб. м, а с 2009-го — экспортировать газ в течение 30 лет. В качестве сырьевой базы были определены месторождения правобережья Амударьи с оценочными ресурсами в 1,7 трлн куб. м.29. Обязательства по достижению соглашений с правительствами транзитных стран о взаимовыгодных условиях транспортировки туркменского газа через их территории взял на себя Китай. К практической реализации проекта приступили в 2007 году, когда новый президент Туркмениста-
26 См.: Газопроводы: состояние и перспективы.
27 См.: Там же.
28 См.: Там же.
29 Там же.
на Г. Бердымухаммедов подтвердил договоренности, ранее подписанные Aшхабадом и Пекином. В рамках официального визита в Китай глава Туркменистана и председатель КНР Ху Цзиньтао подписали ряд новых документов. В частности, компания СNРС заключила с Aгентством по управлению и использованию нефтегазовых ресурсов при президенте Туркменистана Соглашение о разделе продукции по договорной территории Баг-тыярлык. Кроме того, СNРС и концерн «Туркменгаз» подписали контракт, предусматривающий начало транспортировки газа в Китай с 2009 года. CNPC получила лицензию оператора на разведку и добычу сырья, а также лицензию подрядчика на разведку и добычу по договорной территории30.
От месторождений правобережья Aмyдарьи трубопровод дойдет до тихоокеанского побережья КНР в провинции Гуандун. Его общая протяженность — около 7 000 км, из которых по территории Туркменистана будет проложено 188 км, Узбекистана — 530 км, Казахстана — 1 300 км, КНР — около 5 000 км. Летом 2007 года Китай договорился с Узбекистаном и Казахстаном о транзите туркменского голубого топлива по их террито-риям31. Из 30 млрд куб. м газа, ежегодно предусмотренных для трубопровода, поставки 13 млрд куб. м будут обеспечиваться за счет строительства объектов по очистке и подготовке сырья на месторождениях Саман-депе и др., а 17 млрд куб. м — за счет освоения новых месторождений32. В рамках СРП по договорной территории Багтыярлык предусматриваются сейсморазведочные и буровые работы, что обусловит возможность подготовить к освоению вновь открываемые залежи и на втором этапе присоединить их к газопроводу.
Таким образом, около 57% будут добывать на условиях СРП. Хотя стратегическая целесообразность налаживания газового потока из Центральной Aзии на Восток весома, еще не решен принципиальный вопрос об эффективности доставки собственного и импортируемого газа крупным потребителям восточных провинций.
Некоторые экономисты критикуют коммерческую жизнеспособность весьма дорогостоящего китайского проекта газопровода «Запад — Восток», инвестиции в который составили 17,4 млрд долл.33
Экономические расчеты по транспортировке газа из Туркменистана до Гуанчжоу по проекту строящегося трубопровода Центральная Aзия через Узбекистан и Казахстан на СУAР и далее по второй нитке газопровода «Запад — Восток» не обнародованы. Известно только, что газовая корпорация «PetroChina» подписала соглашение с «Туркменгазом» о закупке в 2009 году голубого топлива по 195 долл. за 1 000 куб. м34. Тем не менее в реалиях рыночной экономики затраты на 7 000-километровую транспортировку газа от туркменско-узбекской границы в южные районы КНР, по экспертной оценке, существенно превысят даже цены на импорт СПГ из тех же районов и он не будет пользоваться спросом ни в энергетике, ни в других отраслях промышленности. При этом предложения по СПГ на мировом рынке превышают спрос, и всегда можно найти требуемые объемы по спотовым контрактам — правда, по расценкам, более чем в два раза превышающим цены по долгосрочным контрактам. Согласно данным агентства Кортес, на конец 2007 года тарифы на СПГ в портах Южного Китая в пересчете с единицы измерения в миллионы британских тепловых единиц (BTE) в 1 000 куб. м из Aвстралии по долгосрочным контрактам составили 115—142 долл. за 1 000 куб. м. Цены же спотовых поставок из Aлжира, Нигерии и Омана равны 300—340 долл. за 1 000 куб. м35.
30 См.: Газопроводы: состояние и перспективы.
31 См.: Там же.
32 См.: Там же.
33 См.: Время новостей, 28 декабря 2005.
34 См.: [http://www.rosbalt.ru/2008/7/7/451370.html].
35 См.: [http:// www.kortes.com].
1G2
Сегодня газовая политика Китая направлена по трем векторам:
— опора на собственные силы в ресурсной базе, для чего активизируется вложение средств в геологоразведку, разработку месторождений и массированное строительство магистральных газопроводов на территории страны;
— обеспечение импортным СПГ основных потребителей в таких сферах, как энергетика, химия и металлургия в южных, восточных и северо-восточных провинциях КНР в целях сокращения лимитных ограничений на использование энергоносителей;
— выстраивание стратегических отношений с добывающими газ странами Центральной Азии, то есть с Туркменистаном, Узбекистаном и Казахстаном.
Однако имеются лимитирующие факторы.
Благодаря активной геологоразведке открыты новые месторождения (в основном, мелкие и средние) в главных газоносных районах Китая: СУАР, Цинхае, Сычуане и Внутренней Монголии. Но эти структуры отличаются сложными геолого-промысловыми условиями, весьма глубоким залеганием продуктивных горизонтов, аномально высокими пластовыми давлениями, что в итоге выливается в высокую стоимость добытого газа. К тому же не обнаружены уникальные месторождения, на базе которых можно организовать устойчивую и рентабельную работу межрегиональных газотранспортных систем, а также перестройку энергетического и коммунально-бытового хозяйства в основных городах КНР.
В Китае обеспечивается крупномасштабное строительство терминалов по приему и регазификации СПГ, сооружают распределительные газопроводы к крупным промышленным и коммунальным потребителям. Ограничения по увеличению закупок СПГ у основных производителей в странах Юго-Восточной Азии, Ближнего и Среднего Востока определяются высокими мировыми ценами, особенно по краткосрочным спотовым сделкам. Сегодня китайские покупатели СПГ в ряде случаев отказываются от заключения сделок из-за высоких цен.
Неоднозначно выстраиваются и отношения с газодобывающими государствами Центральной Азии. Так, сложились достаточно непростые связи с Казахстаном, первым из республик региона приватизировавшим нефтегазовый сектор страны, в результате чего китайские корпорации получили значительные активы в ресурсном секторе РК. Идет процесс обратного огосударствления наиболее ценных активов нефтегазовой сферы.
Отношения с Туркменистаном и Узбекистаном пока развиваются по восходящей линии. Ввиду ограниченности собственных инвестиционных возможностей эти республики весьма заинтересованы в китайских инвестициях в разведку и разработку ресурсов газа.
Неожиданное согласие «Г азпрома» на увеличение с 2009 года цен на покупку голубого топлива в газодобывающих странах ЦА приведет к резкому повышению тарифов на приобретение сырья для импортеров. Кроме того, это решение изменит схему потоков газа в регионе. Уже экономически невыгодны два давно обсуждаемых проекта: транскаспийский (из Туркменистана в Азербайджан и далее по газопроводу «Набукко» в Южную Европу) и южноазиатский (из Туркменистана через Афганистан в Пакистан и Индию). В этих условиях и заполняемость мощного газопровода Центральная Азия из Туркменистана через Узбекистан и Казахстан в Китай становится неопределенной, по крайней мере в части, касающейся использования ресурсов действующих месторождений (Саман-депе и пр.), которые будет выгоднее перенаправить в Европу. При расчетной недозагрузке газопровода в КНР показатели его эффективности резко снижаются.
Можно прогнозировать отсрочку ввода в строй этого трубопровода до получения результатов разведки газовых ресурсов Туркменистана в новых промысловых районах на правобережье Амударьи.
В итоге затраты на доставку голубого топлива из стран Центральной Азии в Китай будут расти с соответствующим увеличением конечных цен реализации потребителям. Правительство КНР приняло решение о постепенном повышении внутренних расценок на газ до мирового уровня, в связи с чем предполагается совершенствовать методологию ценообразования, а также схемы предоставления преференций для повышения заинтересованности нефтегазовых компаний в разработке внутренних ресурсов. Параллельно необходимо принять меры по резкому снижению энергоемкости народного хозяйства и экологической нагрузке предприятий.
На прогнозируемый среднесрочный период трудно определить темпы и уровень развития газовой отрасли КНР. Это связано с отсутствием четких решений правительства выделить средства на замещение газом угля в народном хозяйстве, а также на снижение экологической нагрузки городов и т.п.
Во многом определяющим моментом в «газовом пасьянсе» КНР становится решение о строительстве магистрального трубопровода из России. Из предложенных двух направлений неактуальным становится газопровод Алтай, что обусловлено его протяженностью и экологическими требованиями. Магистраль из Восточной Сибири реальна, однако продажа восточносибирского голубого топлива по льготной цене, на которой настаивает Китай, возможна лишь при допуске компаний РФ к распределительным активам газовых корпораций Китая.
