Несмотря на падение мировых цен на углеводороды, в 2015 году объем потребления газа в Китае, Южной Корее и Японии оказался ниже предполагаемого ранее уровня.
Сейчас в этом регионе сложилась некая неопределённость в отношении спроса на «голубое топливо». В Японии это связано с возможными перспективами развития атомной энергетики, в Китае — с экологией, а в Южной Корее — со взаимоотношениями с КНДР.
Китай — газовая страна?
За последние 10 лет спрос на энергетические ресурсы в Китае резко вырос. В условиях быстрого развития экономики страны эта тенденция сохраняется.
До 1993 года Поднебесная была чистым экспортером нефти, однако в настоящее время страна импортирует более 50% от общего объема.
Сложилось мнение, что в КНР имеются безграничные потребности в энергоресурсах, что страна скупает энергетические активы по всему миру и импортирует большую часть необходимых ресурсов. Правительство пытается изменить ситуацию и разрабатывает программу по добыче собственных нефти и газа.
Несмотря на большой интерес к развитию нефтедобывающей промышленности, основные надежды власти Китая возлагает на сектор природного газа. Страна обладает потенциальными запасами трех типов топлива: традиционного природного газа, угольного метана и сланцевого газа.
Запасы природного газа китайские эксперты в своей стране первоначально оценивали в пределах — от 7 до 13 трлн кубометров. Согласно самым новым данным, запасы извлекаемого природного газа здесь составляют 22,2 трлн кубометров.
Последняя из этих оценок ставит Китай в один ряд с самыми богатыми природным газом странами мира. Основные месторождения жидких углеводородов, которые составляют 70% от общего объема КНР, разведаны на Среднем Западе Китая, они сосредоточены в пяти газоносных бассейнах.
Первое место по добыче занимает провинция Сычуань. Природный газ добывается также в Синьцзян Уйгурском автономном районе. Кроме того, газовые промыслы работают и на шельфе Южно-Китайского моря, и в заливе Бохай. За исключением последних все они расположены очень далеко от главных центров потребления природного газа — крупных городов восточной части страны.
Газовая промышленность в Китае долгое время развивалась медленно. К началу 90‑х годов добыча природного газа составляла 15 млрд кубометров. В связи с замедлением темпов роста производства угля и нефти интерес к газовой отрасли возрос, добыча начала расти быстрее, и в 2005 году ее уровень поднялся до 50 млрд кубометров.
Потребление «голубого топлива» в Китае стремительно росло до последнего времени, хотя, как отмечают эксперты, признаки замедления обозначились ещё в 2014 году. Согласно плану развития газовой отрасли КНР, к 2015 году общее потребление природного газа в этой стране должно было достичь 260 млрд куб. м, а его доля в структуре энергопотребления — превысить 8%. Однако, из‑за замедления развития экономики, потребность в газе сократилась, и эту цифру снизили до 230 млрд кубометров. По итогам 2015 года потребление природного газа, согласно данным китайской национальной нефтегазовой корпорации CNPC, составило 193,2 млрд куб. м, таким образом рост составил 5,7%. В том же 2015 году, согласно данным нефтяной компании BP, страна импортировала 33,6 млрд куб. м трубопроводного газа и 26,2 млрд куб. м СПГ, из которых Россия поставила 0,2 млрд кубометров.
Спрос на СПГ растёт
В КНР сегодня растет спрос и на трубопроводный газ, и на СПГ. За первую половину 2016 года импорт топлива в Китай увеличился на 21%. Крупнейшими поставщиками СПГ в Поднебесную являются Австралия, Катар и Малайзия. Из США первый СПГ-танкер прибыл в порт Яньтянь в августе 2016 года.
После расширения Панамского канала поставки газа из Северной Америки на рынки Китая, Японии и Южной Кореи стали дешевле, что сделало американское топливо в регионе конкурентоспособным, к тому же транспортные расходы в себестоимости СПГ занимают меньшую долю, чем затраты на добычу и сжижение.
В последнее время западные корпорации предлагают Китаю свои технологии добычи сланцевого газа, который в этой стране сейчас не добывают. Эксперты обратили внимание на тот факт, что для извлечения газа из сланцевых пород путем гидроразрыва пласта необходимо большое количество воды, а в КНР с водой проблемы. Из-за загрязнения промышленными отходами более половины водных ресурсов страны стали непригодными для питья, а треть — для промышленного использования. Многие реки просто исчезли. Тот факт, что при добыче сланцевого газа в используемую для гидроразрывов воду добавляют специальные химические растворы, которые приводят к загрязнению грунтовых вод (как это произошло в ряде районов США), для Китая в его нынешнем положении не может являться оптимальным вариантом.
Еще одна проблема добычи газа из сланцев заключается в том, что такой способ извлечения может спровоцировать землетрясения. В КНР и так нередки сильные подземные толчки, которые приводят к многочисленным разрушениям и человеческим жертвам. Помимо всего вышеперечисленного себестоимость сланцевого газа гораздо выше, чем традиционного.
Импортный хорошо, а свой — лучше
Реформа цен на газ в Поднебесной и обвал мировых нефтяных котировок замедлили повышение спроса на импортируемый газ и ещё больше подтолкнули к максимально возможному наращиванию отечественного производства газа.
Еще одной возможностью для получения энергоресурсов внутри страны является добыча угольного метана. Несмотря на то что при разработке этих месторождений в Китае возникли некоторые трудности, реализация проекта продолжается. Добыча угольного метана началась недавно, подтвержденный объем запасов пока небольшой. Однако, согласно оценкам экспертов, общий объем составляет 10,8 трлн кубометров. Компания CNPC владеет 70% участков, на которые имеются лицензии для разработки.
В Китае существует два наиболее протяженных магистральных газопровода. Преобладают разобщенные трубопроводы небольшой длины, которые соединяют места добычи с ближайшими потребителями газового топлива. Однако перспектива увеличения производства газа предполагает сооружение новых крупных трубопроводных объектов.
В 2015 году компания Sinopec получила разрешение на строительство трубопровода мощностью до 90 млрд куб. м в год для транспортировки газа с предприятий по газификации угля. Эти мощности будут размещены в Синьцзян-Уйгурском автономном районе и Внутренней Монголии. Всего к 2020 году предполагается построить 155 предприятий.
Газ будут транспортировать в промышленные районы на побережье Жёлтого и Восточно-Китайского морей. Стоимость проекта оценивается в $20 миллиардов. Китайские эксперты считают, что изменившаяся ситуация носит временный характер, поэтому на отдалённую перспективу прогнозы роста потребления газа в стране остаются высокими. Согласно минимальному варианту прогноза, потребление газа в стране к 2030 году составит 381,3 млрд куб. м, по сценарию вероятного прогноза — 454,4 млрд куб. м, а в максимальном варианте — 540,6 млрд кубометров.
Газ в противовес углю
Учёные Института экономики энергетики Японии прогнозируют высокие темпы роста спроса на газ в Китае. На период с 2015 года по 2040 год они составляют в среднем 5,4%, снижаясь с 9% в период 2013–2020 годов до 3% в 2030–2040 годах. Потребление газа, согласно прогнозу, вырастет с 317 млрд куб. м в 2020 году до 533 млрд куб. м в 2030 году и до 717 млрд куб. м в 2040 году, а его доля в суммарном энергопотреблении страны возрастёт к 2040 году до 14%.
Основной причиной повышения спроса на «голубое топливо» является, прежде всего, загрязнение воздуха от переработки угля, что уже привело к экологическим катастрофам в крупнейших китайских городах. КНР является мировым лидером по объему сжигания угля, который здесь останется основным источником первичной энергии до 2040 года.
Одним из приоритетов тринадцатой пятилетки Китая является использование высокоэффективных технологий «чистого» угля, общие запасы которого в стране составляют 1 трлн т, а разведанные — 115 млрд тонн. В этой связи увеличение потребления газа в КНР будет сопровождаться стабильным спросом на уголь в объёме 2160 млн т н. э. в год.
Кроме того, Китай активно развивает направление возобновляемой энергетики и в 2015 году, по данным Bloomberg, потратил на её развитие $111 миллиардов. Также быстрыми темпами развивается и атомная энергетика. В тринадцатом пятилетнем плане намечено увеличение мощностей атомных блоков до 58 ГВт и начато строительство новых АЭС суммарной мощностью 30 ГВт. По оценкам международного энергетического агентства, к 2040 году в Китае будет 50% мирового производства электроэнергии на АЭС, в то время как в 2013 году эта цифра составляла 4,5%.
Авария, которая повлияла на экономику Японии
Топливно-энергетическому комплексу Японии был нанесен серьезный ущерб пять лет назад, когда произошла авария на атомной электростанции «Фукусима-1», а за ней — остановка и других АЭС. Эти события поставили под сомнение возможность реализации долгосрочных планов экономического развития Японии, которая является третьей экономикой в мире.
После этого происшествия энергетические компании были вынуждены загрузить тепловые энергостанции СПГ и мазутом, а также увеличить угольную генерацию.
Ранее снижение зависимости от импорта нефти и газа в Японии связывалось с развитием ядерной энергетики. После аварии премьер-министры страны Наото Кан и Ёсихико Нода заявляли, что к 2030 году страна должна полностью отказаться от использования атомной энергии, потребление которой в 2011 году резко снизилось до 5,8% против 15,2% в 2010 году. Тем не менее в 2012 году министр промышленности Тосимицу Мотэги озвучил намерение правительства о строительстве новых АЭС, но в 2013 году в стране были остановлены все 43 ядерных реактора. Стоимость электроэнергии, которая в Японии и прежде была одной из самых высоких в мире, выросла по сравнению с той, что была до аварии на «Фукусиме-1», ещё на 20% для домашнего потребления и на 30% для промышленности.
Долю угля, являющегося наиболее дешёвым источником энергии в энергобалансе страны, можно увеличивать в случае усовершенствования и удешевления технологий, обеспечивающих уменьшение вредных выбросов в атмосферу при сжигании. После того, как возвращение к переработке угля было признано стратегически правильным решением, Япония в 2013 году смягчила прежние требования, касающиеся снижения выбросов CO2, и одобрила планы строительства новых угольных электростанций.
В настоящее время в структуре первичного энергопотребления Японии преобладает нефть, на долю корой приходится 40% от энергобаланса страны. В этой связи правительство поставило задачу к 2030 году снизить этот показатель на 10% за счет увеличения доли других источников и, в первую очередь, газа.
Таким образом, в условиях неопределенности перспектив развития японской атомной энергетики, сокращения удельного веса нефти и определённых проблем с углём энергобаланс страны можно увеличить только за счет расширения поставок на японский рынок природного газа.
Импорт газа в Страну восходящего Солнца
Японские потребители преимущественно используют природный газ, поступающий из‑за рубежа в сжиженном виде. Незначительный объем — 0,4% от общего потребления, добывается внутри страны, в префектурах Ниигата и Хоккайдо.
В географической структуре японского импорта природного газа лидируют Австралия, Катар и Малайзия. Являясь крупнейшим в мире потребителем СПГ, впервые с 2011 года Япония в 2015 году снизила импорт на 3,9% до 85 млн т с 88,5 млн т в 2014 году. В связи с падением цен в денежном выражении расходы на импорт СПГ снизились еще больше — на 29,5%, с $66,7 млрд до $46,7 миллиардов.
Сегодня Японии хватает закупаемых объемов газа, но перед властями стоит вопрос о диверсификации поставок. С Ближнего Востока поступает 30% от общего импорта СПГ, а нестабильность в этом регионе вызывает серьезные опасения.
Что касается новых источников поставок СПГ, то речь идёт, прежде всего, о контрактах, подписанных с американскими производителями газа.
Японские компании Mitsui, Mitsubishi, Chubu Electric, Osaka Gas заключили соглашения на поставку из США газа в объёме 17 млн т в год. Японские импортёры вкладывают инвестиции в строительство заводов по производству СПГ и в добычу газа в США. Это делается для того, чтобы в минимальной степени зависеть от внутриамериканских цен на газ.
Проблемы в экономике, необычно тёплая погода и повторный ввод в эксплуатацию трёх ядерных реакторов привели к тому, что в начале 2016 года спрос на газ был минимальным за последние шесть лет. По данным OilPrice, он сократился по сравнению с аналогичным периодом 2015 года на 14,1%. Тем не менее несмотря на падение спроса на газ в Японии, новые терминалы по приёмке СПГ продолжают строиться.
Эксперты японского Института экономики энергетики предполагают, что с 2020 года потребление природного газа здесь вновь начнёт медленно расти. В 2030 году оно составит 136 млрд куб. м в год, а в 2040 году — 139 млрд куб. м в год. При этом эксперты отмечают, что на динамику спроса на СПГ большое влияние может оказать ввод в эксплуатацию к 2017 году 21 ядерного реактора.
В целях энергетической Безопасности
В 2015 году министерство экономики, торговли и промышленности Японии приняло новую редакцию Долгосрочного прогноза энергоснабжения страны до 2030 года. В нём представлена структура перспективного энергобаланса, который предусматривает следующую структуру выработки электроэнергии и тепла: газовая генерация — 27%; угольная — 26%; ядерная — 21%; возобновляемые источники энергии — 14%; гидроэнергетика — 9%, нефть — 3%. Этот документ должен способствовать решению энергети- ческой безопасности Японии.
В целях решения проблемы энергетической безопасности особое внимание в настоящее время уделяется возможности разработки месторождений гидрата метана, являющегося альтернативным видом сырья для получения топлива. Специалисты полагают, что запасов газа в месторождениях гидрата метана на морском дне хватит на 100 лет потребления, но извлечение метана из гидратов с глубины более 1 тыс. м является дорогостоящим и технологически сложным.
Гидрат метана — это шербетообразное вещество, представляющее собой охлажденный метан, залегающий на морском дне под высоким давлением. Предполагается, что в отдалённой перспективе гидрат метана будет использоваться в качестве топлива на тепловых электростанциях, а также для городского газоснабжения.
Согласно расчётам специалистов, стоимость топлива, производимого из гидрата метана, будет составлять в нефтяном эквиваленте $50 за баррель. Поэтому считается, что при крупномасштабной промышленной добыче гидрата метана (ГМ) получаемое из него топливо будет Конкурентоспособным. Коммерческое производство ГМ в Японии планируется начать в период с 2017 года по 2020 год.
Вторая в мире страна по объёму импорта СПГ
Южная Корея является пятым в мире импортером нефти и занимает второе после Японии место по импорту сжиженного газа. Страна не располагает промышленными запасами углеводородов и не ведет добычу на своей территории, что обуславливает значительный интерес южнокорейских компаний к реализации нефтегазовых проектов за рубежом.
Единственное разрабатываемое шельфовое месторождение природного газа Donghae-1 с доказанными запасами 7 млрд куб. м открыто компанией Korea National Oil Corporation в 1998 году.
Добыча природного газа на месторождении Donghae-1 осуществляется с 2004 года. Текущий уровень годовой добычи составляет 510 млн куб. м, что соответствует 1,5% совокупного национального объема потребления природного газа в год. За счет импорта СПГ обеспечивается 88,5% потребления страны. Поставки сжиженного природного газа осуществляются через расположенные на западе и юге страны специализированные приемные морские СПГ-терминалы: Pyong Taek, Inchon, Tong Yeong, принадлежащие компании Korea Gas Corporation (KOGAS) общей мощностью 56 млрд куб. м регазифицированного газа. Терминал Gweangyang, мощностью 2,32 млрд куб. м, принадлежит консорциуму, состоящему из корейской компании POSCO и японской Mitsubishi. Поставщиками СПГ в Южную Корею являются: Катар — 26,3% совокупного объема импорта; Малайзия — 22,0%; Оман — 20,8%; Индонезия — 19,7%; Египет — 3,7%; Бруней — 3,4%; Австралия — 2,5%; Алжир — 0,9%; Тринидад и Тобаго — 0,2%.
Диверсификация поставок газа
До 2013 года поставки газа в Республику Корея из‑за рубежа росли. Но, как и в Японии, дешёвый импортный уголь привёл к тому, что загрузка газовых теплоэлектростанций начала снижаться, а в 2014 году часть из них была выведена из эксплуатации. В результате потребность электроэнергетики в газе снизилась за 2013–2014 годы на 10,9%, а в период с 2014 года по 2015 год — еще на 14,5%. Прогнозируется, что в 2016 году газовая электрогенерация страны снизится ещё на 12,3% и, соответственно, уменьшится спрос на газ в отрасли.
Республика Корея стремится диверсифицировать поставки природного газа, активно реализует соответствующие зарубежные проекты и изучает возможности разработки шельфовых залежей газогидратов. Основная газовая компания страны — KOGAS реализует 26 газовых проектов в 13 странах. Семь проектов непосредственно связаны со сжижением природного газа и его последующим импортом в Корею. В настоящее время KOGAS имеет 16 долгосрочных (до 25 лет) и 3 среднесрочных (от 8 до 13 лет) контрактов на импорт СПГ из 10 стран. Кроме того, в рамках диверсификации поставок компания подписала соглашение о закупке в США сланцевого СПГ с терминала Sabine Pass, расположенного на побережье Мексиканского залива в объёме 3,5 млн т в год. Другая корейская компания — SK Energy — заключила 20‑летний контракт с американской Freeport LNG тоже на импорт сланцевого газа с 2019 года в объёме 2,2 млн т в год. Всего до 2020 года законтрактовано 56 млрд куб. м СПГ в год.
Энергобаланс Южной Кореи
В настоящее время основу энергетического баланса страны составляют нефть, уголь и газ. Они же будут доминировать и в ближайшие годы, причём самыми быстрыми темпами растет потребление угля, доля которого в 2016 году увеличилась на 10%. Небольшой рост спроса на газ в Южной Корее прогнозируется до 2040 года.
В результате быстрого развития атомной энергетики уже в 2013 году страна вышла на четвёртое место в мире по выработке электроэнергии на АЭС и на пятое — по величине установленной мощности. Планируется, что в 2016 году электрогенерация на АЭС вырастет ещё на 12,3%.
Одновременно правительство поддерживает переход страны на газовую генерацию и субсидирует развитие альтернативной энергетики. На международном уровне Южная Корея взяла на себя обязательства внедрять программу роста «зелёной» энергетики.
Что касается Северной Кореи и Монголии, то планов широкого использования природного газа в этих странах нет. Хотя в случае прохождения по их территории транзитных газопроводов потребности в газе, несомненно, возникнут.
Потребление природного газа в промышленно-развитых странах Северо-Восточной Азии, согласно прогнозам экспертов, в будущем будет расти. В этих условиях для российского природного газа открываются значительные возможности, позволяющие воспользоваться стремлением стран СВА к снижению выбросов парниковых газов и вытеснить из энергетических балансов определённую долю угля.
