Статьи
Нефтегаз

Перспективы развития экспорта российского природного газа в Китай в условиях санкций

События на Украине и последующие за ней санкции западных стран ставят новые вызовы перед газовой отраслью России. Заявленные направления политики стран Евросоюза в газовой сфере позволяют предполагать снижение импорта природного газа из России уже в среднесрочной перспективе. Нам представляется, что в течение 5-7 лет Евросоюз может заместить от 2/3 российского импорта. Существует несколько возможных вариантов реагирования России с целью компенсировать такое падение спроса со стороны Европы.

Первый – это перенаправление европейских потоков на внутренний рынок и сокращение избыточного в новых условиях производства.
В 2021 году профицит федерального бюджета России составил около 515 млрд рублей (7 млрд долларов), сальдо торгового баланса – 190 млрд долларов. В 2022 году ожидается еще больший профицит торгового баланса – порядка 200-300 млрд долларов (1).
Профицитный бюджет и положительное сальдо торгового баланса означает, что снижение экспорта не критично с точки зрения обеспечения функционирования экономики. Высвобождающиеся объемы могут быть направлены на наращивание внутреннего потребления: например, дополнительные объемы потребления за счет газификации российских домохозяйств оцениваются в 17-23 млрд куб. м в год (2), развитие нефтегазохимической промышленности – порядка 20-30 млрд куб. м (3), ускоренная газификация восточных регионов[1] страны (порядка 20 млрд куб. м).
Кроме того, в следующие 5-7 лет ожидается естественное сокращение добычи природного и попутного газа в связи выработкой основных месторождений. Например, главный газодобывающий район (Надым-Пур-Тазовский), производящий свыше половины общего российского природного газа, уже вступил в стадию падающей добычи (4). По оценкам заместителя директора ИСЭМ СО РАН С.М. Сендерова, при рассмотрении наиболее вероятного сценария к 2030 году общее сокращение производства природного газа может составить порядка 65 млрд куб. м (в случае реализации только экономически рентабельных проектов) (5).
Второй вариант — новые внешние потребители, разворот экспорта с запада на восток. В 2020 году общий экспорт газа в этом направлении составил 26 млрд куб. м. Плановые объемы экспорта газа на Восток к 2030 году составляют порядка 60-70 млрд куб. м («Сахалин-2», «Сила Сибири», поставки до 10 млрд куб. м по трубопроводу Сахалин-Хабаровск-Владивосток (СХВ)). По нашим оценка, в случае перенаправления потоков высвободившегося газа на Восток, дополнительный объем может составить от 30 (в случае наращивания внутреннего потребления и сокращения добычи) и до 110 млрд куб. м (полностью весь освободившийся газ направляется на восток, без сокращения добычи или перенаправления на внутренний рынок).
Третья альтернатива — экспортировать не газ, а его продукцию. Например, минеральные удобрения. Россия занимает лидирующие позиции в мире по экспорту химических и минеральных удобрений – 22% мирового производства, порядка 37,6 млн т или 70% производимых в России удобрений уходит на экспорт. Основными потребителями являются Бразилия, США, Китай, страны ЕС, Индия. Расширяя поставки в развивающиеся страны с растущим спросом, можно диверсифицировать использование добываемого природного газа.

Расширение экспорта природного газа в Китай

Крупнейшим потенциальным потребителем российского природного газа является Китай. В 2021 году он стал шестым по размеру потребителем российского газа, а к 2030 году выйдет на первое место.
В Китае крупнейшая в мире энергетическая система. Энергопотребление КНР в 2020 году по данным BP (6) составило 3,5 млрд т н. э., или 26% от мирового энергопотребления. Своих собственных ресурсов стране не хватает, поэтому импорт нефти, газа и угля в Китай растет.
Импорт газа Китаем в 2021 году составил 167,4 млрд куб. м (около 45% от всего потребленного газа). На Россию пришлось около 10% импорта, или 16,6 млрд куб. м газа – как трубопроводного, так и СПГ. Доля СПГ в импорте составила 42%. (рис. 1) КНР планирует наращивать импорт газа в страну, в том числе для достижения целей углеродной нейтральности к 2060 году.


Рисунок 1. Структура импорта природного газа в Китай, %

Новый контракт с Китаем

В феврале 2022 года президент РФ В.В. Путин при посещении открытия Зимних Олимпийских игр в Пекине подписал с главой КНР Си Цзиньпином соглашение о расширении поставок природного газа из России в Китай. Соглашение подразумевает под собой новый контракт сроком на 25 лет, увеличивающий объем экспорта российского газа в КНР на 10 млрд куб. м в год. Это поставки сверх текущего 30-летнего контракта «Сила Сибири-1», заключенного в 2016 году. Суммарно Россия должна будет поставлять в Китай 48 млрд куб. м в год трубопроводного природного газа (8).
Поставки Российского природного газа в Китай по трубопроводам ежегодно увеличиваются. Так, в 2019 году трубопроводный экспорт составлял 0,3 млрд куб. м, в 2021 году – порядка 11 млрд куб. м, а к 2025-2026 годам «Газпром» планирует выйти на проектную мощность газопровода «Сила Сибири-1» – это 38 млрд куб. м.


Ресурсная база для экспорта природного газа в Китай

На данный момент уже построен газопровод в Китай «Сила Сибири-1», мощность которого составляет 38 млрд куб. м. Ресурсной базой для этого контракта послужит уже разрабатываемое Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение.
Для выполнения нового контракта потребуется разработка новых месторождений, а также создание соответствующей газотранспортной инфраструктуры. Существует несколько возможных вариантов (7).
Первый вариант — строительство газопровода «Сила Сибири-2» с проектной мощностью порядка 50 млрд куб. м в год. В январе 2022 года «Газпром» официально одобрил технико-экономическое обоснование реализации проекта «Союз Восток» (газопровод через Монголию), а в конце февраля был подписан договор на выполнение проектно-изыскательских работ.
По словам председателя правления «Газпрома» А.Б. Миллера, проект уже перешел в практическую стадию (9). Главной целью проекта является объединение газотранспортных систем запада и востока страны (10). Опираясь на месторождения полуострова Ямала и Надым-Пур-Тазовского региона, а также Ковыткинского месторождения и ресурсы Красноярского края, «Газпром» сможет покрыть как внутренний спрос районов Восточной Сибири, так и нарастить экспортные поставки в Китай.
Второй вариант – это освоение Южно-Киринского месторождения в рамках проекта Сахалин-3 на шельфе острова Сахалин. Оно было открыто в 2010 году. Запасы газа составляют 815 млрд куб. м, а планируемая проектная мощность – 21 млрд куб. м в год. Начало добычи на месторождении заявлено на период после 2024-2025 годов с достижением планового уровня добычи в 2029-2031 годах. Однако, это месторождение находится на глубине свыше 100 м. Оно попадает под американские санкции на добычу газа на шельфе. Успешно работающих отечественных технологий в этой области пока нет, несмотря на то, что в рамках соглашения между «Газпромом» и Минпромторгом, подписанного в 2017 году, ведутся активные разработки по созданию первых серийных образцов оборудования подводной добычи (11). Нами оценивается вероятность запуска и успешной реализации этого проекта в течение десятилетия как маловероятная.
Помимо этого, возможно комплексное использование нескольких месторождений острова Сахалин. Запасы природного газа в рамках проекта Сахалин-1 (крупнейший российский акционер – ПАО «Роснефть») составляют 485 млрд куб. м, но объемы добычи очень малы и направляются на собственные нужды проекта, где в основном добывают нефть – менее 3 млрд куб. м.
На проекте Сахалин-2, которым управляет ПАО «Газпром» (запасы газа 634 млрд куб. м), наоборот, добыча относительно высокая – порядка 30 млрд куб. м и целиком направляется на завод по сжижению газа с последующим экспортом СПГ.
Кроме того, есть небольшие месторождения в Хабаровском крае. Совместная работа на этих месторождениях и использование трубопровода СХВ может быть одним из оптимумов в решении вопроса. Однако стоит отметить, что пропускная способность СХВ составляет 5,5 млрд куб. м. Помимо экспорта, с помощью этого газопровода обеспечиваются и внутренние потребности регионов. Поэтому необходима оптимальная балансировка вариантов ресурсной базы и транспортных направлений.
Нам представляется, что балансировка интересов разных недропользователей и владельца СХВ («Газпром»), в том числе, в части распределения прибыли от новых поставок в Китай, наименее затратное решение с точки зрения новых инвестиций.



Источник: Газпром
Рисунок 2. Восточная газотранспортная система России



Третьим вариантом поставок может быть маршрут Благовещенск-Хабаровск-Владивосток и далее в Китай, для чего потребуется строительство газотранспортного трубопровода Благовещенск-Хабаровск протяженностью 580 км и стоимостью порядка 150-200 млрд руб. Ресурсной базой будет газ восточносибирских месторождений.
Правильный выбор и комбинация предложенных вариантов поставок позволит принять сбалансированное решение о разработке и освоении месторождений и строительстве инфраструктуры, что позволит оптимизировать затраты.


Расширение экспорта природного газа в прочие страны

Поскольку в отношениях с Китаем существуют риски невыгодных для России условий и риски зависимости России от Китая как единственного покупателя, необходимо искать новых партнеров по экспорту российского природного газа.
Напомним ситуацию с переговорами о поставках нефти по нефтепроводу Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО). В 2009 году был подписан контракт между Россией и Китаем о строительстве нефтепровода и поставках в Китай 15 млн т нефти ежегодно в течение 20-летнего периода. Китай предоставил «Транснефти» и «Роснефти» кредиты на 25 млрд долларов. В 2011 году начались поставки по нефтепроводу ВСТО. Пока в 2013 году нефтепровод не был проложен до Тихого океана, и направления поставок не расширились с единственного покупателя Китая на прочие азиатские рынки, велись долгие споры и переговоры о цене нефти, Китай стремился максимально ее снизить, используя ситуацию зависимости России от единственного потребителя (12).



Развитие российских технологий СПГ

Одним из направлений диверсификации и увеличения гибкости поставок является развитие производства СПГ. По словам вице-премьера А.В. Новака, производство СПГ в России могло бы вырасти с 30 млн т в 2020 году до 80-140 млн т в 2035 году (13). Так было до введения санкций 2022 году.
На данный момент все крупнотоннажные проекты СПГ в России реализованы на базе зарубежных технологий и оборудования – в проекте «Сахалин-2» используется технология компании Shell, а в проекте «Ямал СПГ» используется технология Air Products, «Арктик СПГ-2» планируется строить с использованием технологий компании Linde. Использование западных технологий зачастую предполагает и применение определенного набора западного оборудования (газовые турбины, теплообменники, компрессоры). Доля импортного оборудования для производства СПГ в России составляет 68%. В условиях санкций такие технологические схемы невозможны. Поэтому новые крупнотоннажные заводы СПГ могут не появляться еще долгое время.
В настоящее время технологий производства крупнотоннажного СПГ в России нет, а единственным успешным примером разработки и внедрения российской технологии производства среднетоннажного СПГ с использованием отечественного оборудования является 4-я линия «Ямал СПГ» мощностью порядка 1 млн т.
Нам представляется, что и на западном, и на восточном направлении необходимо интенсифицировать строительство мощностей по производству СПГ за счет отечественных и импортируемых из дружественных стран технологий малого и среднего масштаба. Множественность проектов позволит компенсировать малые единичные мощности установок. Кроме того, это хорошая база для дальнейшего развития отечественных технологий более крупного масштаба.
Вообще эта задача должна стать одной из основных для отечественной промышленности на ближайшие 10 лет.
В Минпромторге потребности российских газовых компаний в ключевом СПГ-оборудовании (технологии и оборудование для средне- и крупнотоннажного производства СПГ, транспортировка) до 2035 года оценивают в 1,56 трлн руб. (14). Это значимые деньги для российского машиностроения. А организационные и исследовательские (НИОКР) проекты должны быть максимально поддержаны госфинансированием.
Развитие технологий и производства оборудования для СПГ, строительство заводов по сжижению природного газа и СПГ-терминалов, системы ПХГ на востоке страны имеет ключевое значение. Развитие собственных технологий и строительство системы заводов средне- и малотоннажного производства СПГ укрепит позиции России на мировом рынке газа, повысит гибкость поставок, усилит переговорную позицию с Китаем.


Своповые поставки российского природного газа

Альтернативным направлением развития трубопроводных поставок могут быть своповые поставки газа, то есть экспортные поставки с участием третьих стран, таких как Казахстан, Туркменистан, Азербайджан и другие. Поставки могут направляться как в Европу, так и в Азию. Например, можно рассмотреть следующую возможность: Россия будет поставлять некоторые объемы своего природного газа в Азербайджан, а Азербайджан будет направлять эти и собственные объемы газа в Турцию и Европу по газопроводу TANAP, мощность которого может быть увеличена. Такой же вариант может быть построен с поставками российского природного газа в Китай через Туркменистан или Казахстан. Кроме того, своповые поставки возможны и в логике обмена СПГ на поставки по трубопроводам. И предоставлением российской газотранспортной системы для экспорта туркменского газа в Европу.
Своповые контракты могут быть эффективным механизмом смягчения последствий санкционного давления, позволят частично продолжить экспорт европейские страны.


Выводы

В текущих условиях санкционной политики для российского экспорта природного газа возникают и новые риски, и новые возможности. Основные предложения, направленные на сохранение позиций России на мировом рынке природного газа, состоят в следующем.
С одной стороны, России необходимо дорабатывать и реализовывать имеющиеся уже законтрактованные проекты, несмотря на текущие условия. В деловой практике большое значение имеет надежность, репутация и выполнение обязательств партнерами, поэтому для России важно не разрывать отношения, которые выстраивались долгие десятилетия.
С другой стороны, необходимо оценивать и учитывать риски уменьшения и прекращения поставок природного газа в Европу. Освобождающиеся объемы экспортных поставок можно направлять на внутренний рынок, а также перенаправить с запада на восток.
Необходимо сформировать варианты перестройки поставок на восток, оценить их объемы и стоимость. Несмотря на то, что Китай является основным потенциальным покупателем российского трубопроводного газа, ключевым моментом переговоров с Китаем могут быть споры о контрактной цене.
Для усиления своих позиций России необходимо искать новых покупателей российского природного газа, диверсифицировать поставки. Важным направлением диверсификации и увеличения гибкости экспорта является развитие технологий СПГ и наращивание его производства, развитие газовой инфраструктуры (СПГ-терминалы, система ПХГ, газопроводы) на востоке страны. В том числе и усиление переговорной позиции с Китаем.


В. В. Семикашев, М. С. Гайворонская,
Н. А. Галкин, П. В. Ситников
Made on
Tilda