Проблемы и перспективы проекта экспорта российского природного газа в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР)

Одним из наиболее перспективных направлений в проведении современной российской энергогазовой политики является расширение торгового сотрудничества со странами Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР), где имеется значительный потенциал роста поставок российского газа. Важнейшими рынками сбыта российского природного газа являются Индия, Китай, Республика Корея, Тайвань и Япония. АТР является в основном рынком сжиженного природного газа (СНГ), и его доля является доминирующей в структуре газового баланса. Однако в условиях усиления внутрирегиональной конкуренции за энергоресурсы стран АТР доля трубопроводного газа на рынке АТР будет все больше и больше возрастать. Рассмотрим проблемы трансфера СПГ в страны АТР, сопутствующие риски этого проекта и связанные с ним перспективы.

Проблемы газово-энергетической отрасли РФ. По оценкам директора энергетической ассоциации США Б. Уортинга, спрос на энергоносители в ближайшие 25—30 лет будет только расти, на насыщение спроса необходимо примерно 100 млрд долл, инвестиций. По оценкам экспертов, мировой энергоотрасли потребуется к 2030 г. свыше 20 трлн долл, инвестиций (в ценах 2005 г.), чтобы удовлетворить спрос на энергию. Из них на природный газ — 3,9 трлн долл., или 19% Г По подсчетам специалистов Международного энергетического агентства, России необходимо инвестировать свыше 1 трлн долл, в нефтегазовую и электроэнергетическую сферу до 2030 г., чтобы удовлетворить рост глобального спроса на энергоресурсы. Разведка недр Сибири по поиску месторождений газа требует не менее 300 млрд долл. Исходя из оценок потребностей российского ТЭК в средствах в размере 550—700 млрд долл, на период до 2020 г. только две трети этой суммы могут быть удовлетворены за счет внутренних источников, а остальное требует привлечения иностранных инвестиций^[1][2].

Необходимо учитывать существенное изменение обстановки в странах — поставщиках СПГ, способствующее росту экспорта газа или заменяющих энергоносителей на более выгодных условиях, а также негативные изменения в нормативно-правовой базе Евросоюза — важнейшего импортера российского газа (например, в соответствии с третьим энергопакетом ЕС), непосредственно влияющие на внешние условия поставок газа и реализации газовых контрактов. В настоящее время требования третьего энергопакета ЕС для создания конкуренции предусматривают, что один поставщик может использовать не более 50% трубопроводных мощностей. В итоге «Газпром» лишается возможности использования половины мощностей сухопутных газопроводов-отводов от морских газопроводов «Северный» и «Южный поток». То есть «Газпром», подавая к границам ЕС необходимые рынку объемы природного газа, теперь не может рассчитывать на использование адекватных транспортных мощностей для доставки этих объемов к пунктам сдачи — туда, где газ меняет собственника и вливается во внутреннюю европейскую газораспределительную сеть^[3].

Обостряется проблема ограничения поставок западных технологий и оборудования для разведки и разработки новых месторождений газа в России, а также удорожание поставок оборудования и комплектующих для регазификации и дальнейшего использования природного газа. Возрастают также организационные риски, например задержка и несвоевременное заключение контрактов на поставку газа (в форме трубопроводного и СПГ), нарушение условий контрактов (объемов, цены и графика поставок).

Изменение экономического и политического курса стран, обладающих крупными запасами природного газа и других углеводородов, заключение контрактов с западными компаниями, обладающими эффективными технологиями, может способствовать быстрому росту экспорта газа, в том числе СПГ, на более выгодных, чем у России, условиях. Это сделает российские проекты недостаточно конкурентоспособными, что прежде всего относится к странам Ближнего Востока, обладающим большими неосвоенными запасами газа.

Также следует учитывать давление на мировую ценовую конъюнктуру газа со стороны производителей сланцевого газа, прежде всего США. Выход США на глобальный рынок СПГ может стоить «Газпрому» до 20% выручки, но не освободит Европу от зависимости перед российским газом, говорится в исследовании Центра глобальной энергетической политики при Колумбийском университете Нью-Йорка. Международное энергетическое агентство (МЭА) более осторожно в оценках перспектив экспорта СПГ в Европу. МЭА прогнозирует, что экспорт СПГ из США достигнет 50 млрд м³ только к 2035 г.¹ В настоящее время Россия продает в Европу около 150 млрд м³ газа в год и обеспечивает 65% ее газового импорта. Общая выручка «Газпрома» в 2013 г. составила 5,25 трлн руб. (160 млрд долл, но курсу на конец года)^[4][5][6].

Изменения нормативно-правовой базы, особенно налогового законодательства, способны существенно ухудшить показатели экономической эффективности проекта. Освобождение от уплаты экспортной пошлины, предусмотренное российским законодательством для СПГ, способствует увеличению конкурентоспособности российского сжиженного газа на мировом рынке, поскольку себестоимость добычи природного газа на Дальнем Востоке значительно выше, чем у конкурирующих поставщиков СПГ в АТР — Малайзии, Индонезии, Австралии и Катара.

Риски проекта поставки СПГ в страны АТР. При проведении Россией среднеи долгосрочной газоэнергетической политики следует учитывать возникновение и действие различных рисков: геополитических, институциональных, финансово-экономических, сбытовых, организационных и экологических. С учетом обострения политической ситуации в мире, введения экономических санкций против России, ухудшения мировой конъюнктуры на энергоносители следует выделить основные факторы риска поставок российского природного газа в зарубежные страны. В последнее время ведущую роль стали играть геополитические и внешнеэкономические риски. В условиях введения экономических санкций странами Запада против России, а также осложнения политической ситуации на Украине и возможными проблемами транзита газа через территорию Украины в страны Европы, возрастают внешнеэкономические и геополитические риски. Резкое осложнение международной обстановки, влекущее за собой ухудшение многосторонних отношений с реальными и потенциальными потребителями природного газа, приводит к введению экспортных ограничений и ограничений на транзит газа.

Следует выделить риск ухудшения ценовой конъюнктуры на рынке нефти и природного газа, в том числе вследствие существенного снижения цен на мировом рынке на альтернативные энергоносители (например, сланцевый газ, биотопливо) и относительное падение спроса на нефть и природный газ^[7]. Также следует учитывать риски, связанные с действием тенденции снижения спроса на газ, и рост доли альтернативных источников энергии в связи с изменением рыночных условий в странах-импортерах. В связи с обострением бюджетных проблем и необходимости покрытия бюджетного дефицита возникают риски ужесточения экономической политики в области использования природного газа на рынках сбыта (увеличения тарифов, рентных и таможенных платежей).

К финансово-экономическим рискам можно также отнести существенное превышение реальных расходов проекта по сравнению с плановыми (сметными) параметрами (в том числе в связи с неэффективным управлением проектом со стороны менеджмента); ухудшение финансовых условий реализации проекта, связанных с процентными ставками, инфляцией, валютными курсами; нарушение условий финансирования со стороны организаций — кредиторов проекта; неурегулированность взаимодействия с хозяйствующими субъектами, владеющими или распоряжающимися объектами инфраструктуры и сооружениями в зоне реализации и влияния проекта и др. Вероятность существенного превышения реальных расходов достаточно велика, как и ущерб, связанный с этим типом рисков. К ним следует отнести, прежде всего, инфляцию, превышающую прогнозируемую, что повлечет удорожание капитальных вложений на этапе реализации проекта, а также эксплуатационных затрат на этапе функционирования. Высоки риски и ущерб, связанные с изменениями процентных ставок и валютных курсов (в частности, резкое обесценение рубля).

Особый класс представляют собой различного рода экологические риски:

• • неблагоприятные экологические последствия реализации проекта, связанные с малой изученностью региона и уникальностью проектируемых объектов, которые могут препятствовать реализации газоносных объектов;
• • введение российских или международных экологических ограничений на хозяйственную деятельность в местах газоносных месторождений;
• • ухудшение геоэкологических условий и качества месторождений вследствие проявления природных катастроф с длительными последствиями и др.

В этих условиях при проведении современной российской энергогазовой политики важно использовать потенциал потребления иных перспективных направлений, к которым относятся страны АТР.

Обзор стран АТР как перспективного рынка потребителей российского СПГ и его потребности. Большие перспективы сотрудничества России с Индией в области разведки, добычи, транспортировки, переработки, очистки, хранения, продажи и использования нефти и природного газа. Также стороны намерены взаимодействовать в рамках совместных проектов в области СПГ. Россия и Индия уже реализуют крупные проекты в энергетике, в частности индийские фирмы участвуют в разработке нефтегазовых месторождений на Дальнем Востоке. В 2012 г. Организация Gazprom analysis of a condition of the market and Trading — дочерняя структура «Газпрома» — подписала договор с индийской GAIL о поставках СПГ в Индию. Документ предусматривает поставку GAIL 2,5 млн т СПГ в год в течение 20 лет. Объем потребления газа в Индии в 2020 г. будет в 1,7 раза больше, чем сегодня. Этот рынок является для России очень перспективным¹, что необходимо учитывать в планах создания Россией экспортных мощностей в рамках Восточной газовой программы.

Перспективным рынком сбыта российского газа является и рынок Республики Кореи, которая занимает одно из ведущих мест в мире по потреблению СГ1Г, что обусловлено отсутствием собственных резервов и высоким развитием энергоемких отраслей экономики. В структуре энергобаланса страны доля природного газа составляет около 20%. В Корее наблюдается устойчивый рост спроса на природный газ. В последние годы основными поставщиками природного газа в Республику Корею наряду с Россией являются Индонезия, Малайзия, Катар, Оман. В 2020 г. при минимальном спросе на газ в Республике Корее в объеме 42 млрд м^[8] и объемах законтрактованных поставок в объеме 27,5 млрд м^[8], объем дефицита на рынке составит 14,5 млрд м^[8], при максимальном спросе — 24,5 млрд м^[8]. После 2020 г. спрос на газ будет расти, в то же время по мере того, как истекают сроки договоров с поставщиками, растет и дефицит газа на период до 2035 г. В Республике Корее имеется развитая газотранспортная система и действуют пять крупных терминалов по приему СПГ^[12][13].

Тайвань является быстро растущей экономикой, испытывающей все возрастающие потребности в природном газе. В настоящий момент его доля составляет более 10% в составе топливно-энергетического баланса страны, и должна увеличиться до 12,5% к 2030 г. В Тайвань практически 100% газа импортируется в сжиженном виде. Основными поставщиками являются Индонезия, Малайзия и Экваториальная Гвинея. Основным потребителем газа является электроэнергетика. Из числа промышленных отраслей наиболее развитыми являются металлургия и машиностроение, в которых природный газ находит широкое применение. На коммунально-бытовой и коммерческий сектор приходится 11%, что говорит о существующих перспективах развития потребления природного газа в этих областях. В Тайване действует два крупных терминала по приему СНГ. По прогнозам, потребление газа в Тайване к 2020 г. составит 23 млрд м³. Имеющиеся контракты на поставку природного газа обеспечивают 42% потребления, и дефицит на рынке согласно прогнозу составит порядка 13 млрд м³. В 2030 г. прогнозируется рост потребления газа до 35 млрд м³. Контракты заключены лишь на 9,64 млрд м³. К 2030 г. дефицит на рынке составит 25 млрд м³.

Одним из крупнейших в мире потребителей СПГ является Япония. В структуре топливно-энергетического баланса на долю природного газа приходится более 18% от общего объема потребления энергоресурсов. Япония обладает самой развитой в мире системой приемных СПГ терминалов и газораспределительной сетью, охватывающей все основные промышленные центры страны. Спрос на природный газ в Японии растет стабильными темпами и составляет в настоящий момент порядка 100 млрд м³ в год. Больший объем потребляемого природного газа в виде СПГ импортируется танкерами. Основными поставщиками СПГ в Японию являются наряду с Россией Индонезия, Малайзия и Австралия^[14]. К 2020 г. потребление газа, согласно прогнозу EIA, возрастет на 12% и составит 101,88 млрд м³. При этом имеющиеся контракты на поставку природного газа обеспечивают 65% потребления, и дефицит на рынке, согласно прогнозу, составит порядка 50 млрд м³. В 2030 г. потребление газа прогнозируется на том же уровне. Однако пока контракты на поставку СПГ в полном объеме до 2030 г. Японией заключены не полностью. Дефицит на рынке может составить около 100 млрд м³. Присоединение Японии к экономическим санкциям против России, на наш взгляд, носит временный характер, и сотрудничество с Россией в рамках энергогазовых проектов «Сахалин» и др. будет в долгосрочном периоде расширяться.

Китайская Народная Республика занимает одно из первых мест в мире по объемам потребляемых энергоресурсов. В последние годы наблюдается тенденция роста спроса на природный газ, доля которого в энергобалансе страны постоянно растет. Планами экономического развития КНР предусматривается последовательное изменение структуры энергетического баланса страны, прежде всего за счет сокращения доли угля, на который приходится более 60% национального энергопотребления, и повышения доли природного газа за счет роста использования газа промышленными и бытовыми потребителями. Важнейшими поставщиками природного газа, СПГ на рынке Китая являются наряду с Россией Австралия, Египет, Нигерия, страны Ближнего Востока. В последнее время правительство КНР проводит гибкую экономическую политику, направленную на диверсификацию источников получения энергоресурсов за счет освоения собственных ресурсов и сотрудничества с Россией и странами Ближнего Востока и Юго-Восточной Азии.

Согласно прогнозным оценкам EIA, спрос на газ в Китае к 2030 г. составит более 190 млрд м³. В 2030 г. спрос на природный газ в КНР достигнет 192,44 млрд м³, собственная добыча возрастет до 121,69 млрд м³. Объем дефицита в стране составит 70,75 млрд м³, 44,42 млрд м³ составляет объем законтрактованных на 2030 г. поставок трубопроводного газа и СПР. Таким образом, в стране в 2030 г. впервые возникнет чистый дефицит как разница между прогнозируемым спросом, добычей и уже законтрактованными поставками — 12,12 млрд м³. Газотранспортная инфраструктура в Китае находится на стадии активного развития: в стране наряду с четырьмя действующими терминалами по приему СП Г запланировано строительство еще.

10. Общая длина магистральных газопроводов достигает 32,5 тыс. км и будет увеличена за счет строительства импортных газопроводов.

Реализуется ряд крупных инвестиционных проектов в сфере добычи и поставок газа из России в КНР. Расширяется сотрудничество между ПЛО «Газпром» и Китайской национальной нефтегазовой корпорацией (CNPC). В мае 2014 г. «Газпром» и CNPC подписали 30-летний контракт о ежегодной поставке газа по восточному маршруту. Договор предусматривает поставку 38 млрд м³ газа в год с возможностью увеличения до 64 млрд м³ в год., общая цена контракта составляет 400 млрд долл. Планируется, что транспортировка газа Чаяндинского месторождения начнется в 2020 г. по новому газопроводу «Сила Сибири». Общий объем поставок должен в результате достичь более 1 трлн м³ газа. «Сила Сибири» — газотранспортная система, предполагающая транспортировку газа Якутского и Иркутского центров газодобычи в Китай, а также в российские регионы. Протяженность трубопровода составит 3968 км. Общий объем инвестиций в строительство газопровода и развитие сопутствующей инфраструктуры составит 55 млрд долл. Россия и Китай в октябре 2014 г. подготовили к подписанию контракт о поставках газа, но западному маршруту — из Западной Сибири по газопроводу «Алтай». По проекту газопровод «Алтай» должен в итоге соединиться в Синцзянь-Уйгурском автономном районе КНР с китайским трубопроводом «Запад — Восток», который идет через всю страну до Шанхая. Общая длина газопровода достигнет 6700 км^[15][16][17].

Перспективы проекта. Будущее проекта трансфера СПГ в страны АТР в первую очередь определяется уже заключенными контрактами. Особо следует отметить упоминавшийся выше контракт о поставках российского газа в Китай, подписанный в конце мая 2014 г.

Экспорт газа в Китай в 2020 г. может достичь 78 млрд м³, в 2030 г. — 125 млрд м³. По оценке Администрации энергетической информации США (US ?7Л)³, на газовом рынке Южной Кореи доля России будет составлять около 20—30%. Предполагается, что импорт газа из России к 2020 г. достигнет 15 млрд м, к 2030 г. — 20 млрд м.

О возрастании роли восточных регионов России в обеспечении газом стран ЛТР дают представление следующие данные, отраженные в табл. 8.1.

Таблица 8.1

Прогноз развития российского экспорта газа в АТР до 2030 г., млрд м.

Источник: Канторович А., Коржу баев А. «Покорение» Азии // Нефть России. 2008. № 2. С. 26.

Следует отметить, что азиатский вектор поставок газа будет способствовать расширению географической структуры сбыта российского газа. По имеющимся оценкам, доля российского трубопроводного газа на европейском рынке к 2030 г. должна превысить 30%, на рынке АТР — порядка 31%, в странах бывшего СССР — 33%.

Несмотря на то что переход к биржевой торговле газом и расширению государственно-частного партнерства (ГЧП) в газовой промышленности России является трудным процессом, уже многие перспективные объекты в этой отрасли народного хозяйства (включая и проектируемые и создаваемые предприятия по производству сжиженного газа) предусматривается создавать на основе ГЧП, в том числе с помощью концессионных соглашений. Уже в основном сложилась равноправная система встреч на торгах газом всех важнейших его производителей и потребителей.

Товаропроводящая сеть региональных компаний «Межрегионгаза» предоставляется независимым производителям газа для обслуживания средних и малых его потребителей. В результате в ряде регионов существенно снижается уровень монополизации в поставках газа. Управление газоснабжением становится более прозрачным процессом.

Изменения в этой сфере народного хозяйства, разумеется, во многом связаны с общим состоянием международной энергетической безопасности и международного энергетического партнерства и с управленческими.

решениями на мировом уровне и на уровне отдельных интеграционных группировок. Такие решения предполагают согласованное концептуальное видение задач дальнейшего развития энергетики в условиях глобализации и совершенствование правовых основ обеспечения национальной и международной энергетической безопасности.

• [1] BP — World Energy Statistics. IEA (International Energy Agency), 2005.
• [2] National energy security post 9/11 of United States Energy Association. URL: http://www.usea.org/Publications/Documents/USEAReport.pdf; Security of Gas Supply in BP StatisticalReview of World Energy 2013. // British Petroleum. URL: http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/statistical-review/statistical_review_of_world_energy_2013.pdf; Министерство энергетики РФ. URL: http://minenergo.gov.ru.
• [3] Газпром: Конкурентная среда — необходимое условие для дальнейшего развитиярынка газа в России. URL: http://www.gazprom.ru/press/news/2014/march/articlel87000/;S>
• [4] О Эксперты подсчитали потери «Газпрома» от экспорта американского сланцевого газа //Интерфакс. 2014. 22 сент. URL: http://www.interfax.ru/business/397 970.
• [5] International Energy Agency (IEA). URL: http://www.ica.org.
• [6] Министерство энергетики РФ. URL: http://minenergo.gov.ru.
• [7] Green Paper: A European Strategy for Sustainable, competitive and Secure Energy. 2006. URL: http://europa.eu/documents/comm/green_papers/pdf/com2006₁₀₅_en.pclf.
• [8] Gas Corporation. Annual report 2009 — ежегодный отчет корейской государственной компании «Когаз».
• [9] Gas Corporation. Annual report 2009 — ежегодный отчет корейской государственной компании «Когаз».
• [10] Gas Corporation. Annual report 2009 — ежегодный отчет корейской государственной компании «Когаз».
• [11] Gas Corporation. Annual report 2009 — ежегодный отчет корейской государственной компании «Когаз».
• [12] Газпром: Конкурентная среда — необходимое условие для дальнейшего развития рынкагаза в России. URL: http://www.gazprom.ru/press/news/2014/march/articlel87000/
• [13] Korea Energy Economics Institute, Republic of Korea. URL: http://www.keei.re.kr; Korea
• [14] Таможенное управление Японии. URL: http://www.customs.go.jp.
• [15] China National Petroleum Со. — Национальная нефтегазовая компания Китая. URL: http://www.cnpc.com.cn.
• [16] Там же.
• [17] The World Factbook // Central Intelligence Agency (статистические данные Центрального разведывательного управления США).