2.11. Азиатский рынок газа

По величине разведанных запасов (на 1.1.2006 г.) Азиатско-Тихоокеанский регион составляет всего 8,3% (14,8 трлн м³), причем наибольшие ресурсы сосредоточены в Индонезии (2,8 трлн м³), Австралии (2,5 трлн м³), Малайзии (2,5 трлн м³), Китае (2,4 трлн м³). Обеспеченность разведанными запасами газа составляет 41 год.

По масштабам добычи в 2005 г. Азиатско-Тихоокеанский регион составляет 13,0% от мировой добычи. Наиболее значимыми производителями газа в регионе являются Индонезия (76,0 млрд м³), Малайзия (59,9 млрд м³), Австралия (37,1 млрд м³), Китай (50,0 млрд м³), Индия (30,4 млрд м³).

По прогнозам Мирового энергетического агентства в 2020 г. добыча газа в Азиатско- Тихоокеанском регионе возрастет в 2,3 раза и составит 700 млрд м .

По масштабам потребления регион (406,9 млрд м³) занимает 14,8%, что объясняется неразвитостью газовых рынков, высоким содержанием в структуре энергобалансов стран региона угля и нефти. По прогнозам в регионе намечены высокие (порядка 5% в год) темпы роста потребления газа. Особенно значительные приросты ожидаются в Китае, Индии, Пакистане, т.е. странах с наибольшим населением.

Из стран региона Индонезия, Малайзия и Австралия являются довольно крупными экспортерами газа, Китай и Индия удовлетворяют пока что невысокий спрос за счет собственной добычи, а остальные страны региона являются импортерами газа.

Основные поставки газа в регион идут в виде СПГ (122,4 млрд м³ в 2005 г., или 89% суммарных поставок). Потребители СПГ - Япония (самый крупный в мире потребитель СПГ), Ю. Корея, Тайвань. Поставки газа по магистральным газопроводам незначительны - всего 15,5 млрд м в 2005 г., или 11% суммарных поставок. Это - подача газа из Индонезии и Малайзии в Сингапур, а также из Мьянмы (Бирмы) в Таиланд.

Отметим ряд специфических характеристик азиатского рынка газа:

1. в отличие от Северной Америки и Западной Европы, большая часть потребляемых объемов природного газа в Азии приходится на сжиженный природный газ (СПГ);

2. доля запасов газа, расположенных на шельфе, составляет в Азии 67,3%, что значительно превышает среднемировой показатель (28%);

3. количество крупных месторождений невелико и несравнимо с существующими в СНГ или на Ближнем Востоке;

4. запасы природного газа расположены в отдалении от рынков потребления;

5. основная доля потребления газа в АТР приходится на промышленность и электроэнергетический сектор.

Потребление газа в коммерческо-бытовом секторе незначительно, в основном по причине теплого климата в регионе. Тем не менее, с учетом ряда факторов (экологичность газа, соображения энергобезопасности и пр.) многие страны АТР планируют расширение использования газа в данном секторе.

Система трубопроводного транспорта газа в Азии развита непропорционально: наибольшее развитие трубопроводный транспорт получил в странах Юго-Восточной Азии (ЮВА), где сосредоточен основной производственный и экспортный потенциал природного газа. В то же время в странах Северо-Восточной Азии (СВА) - основного импортирующего газ региона АТР - практически отсутствуют необходимая инфраструктура для транспортировки и распределения газа, что определило собой не только незначительную роль газа в общем энергопотреблении стран СВА, но и специфические аспекты в структуре потребления газа, основная доля в которой приходится на электроэнергетику, вследствие выгодного расположения электрогенерирующих мощностей в непосредственной близости от портовых терминалов по приему СПГ. Существует ряд международных трубопроводных проектов, реализация которых будет зависеть от результатов переговоров между участвующими странами в условиях значительно снизившегося за годы кризиса инвестиционного потенциала этих стран.

В основных газодобывающих странах АТР (Индонезия, Малайзия, Китай, Бруней, Таиланд) добывающие компании принадлежат государству и имеют монопольную власть на рынке.

В отношении политики ценообразования на газ, специфической особенностью региона является тот факт, что, за редким исключением, цены на газ регулируются государством, либо особым регулирующим органом, в основном, с целью устранения возможных дискриминационных последствий монопольной власти поставщиков в отношении небольших потребителей. Однако в таких странах как Австралия и Малайзия внутренние цены на газ определяются на основе заключенных долгосрочных контрактов между поставщиком и потребителями. В Японии цена поставок газа крупным потребителям также определяется в результате прямых индивидуальных переговоров между заинтересованными сторонами.

Внутренние цены на газ в странах-производителях, в частности в Брунее и Индонезии, в значительной степени субсидируются государством. Таким образом, придавая важное значение целям социальной и промышленной политики, правительства стран региона Юго- Восточной Азии искусственным образом повышают спрос на газ, устанавливая цены ниже себестоимости поставок, что приводит к нерациональному использованию экономических ресурсов и затрудняет финансирование развития инфраструктуры, необходимой для удовлетворения растущего спроса. Во многих азиатских странах, в целях расширения использования природного газа установлены цены, способные конкурировать с другими видами топлива, в частности, с ценами на сжиженный углеводородный газ (пропан-бутан).

Цены на газ в АТР находятся в сильной зависимости от цен на альтернативные энергоносители и, в частности, от цен на сырую нефть и нефтепродукты. Экспортные цены на СПГ Индонезии, Австралии, Малайзии и Брунея в значительной степени определяются уровнем цен на сырую нефть. В абсолютном выражении цены на газ в Азии практически выше цен на газ на европейском рынке (в 2000 г. были выше на 45%, в 2004 г. - на 13,5%). Однако из-за резкого подорожания природного газа на Европейском рынке в 2005 г. цены там оказались выше, чем на рынке АТР на 3,8%.

Согласно долгосрочным прогнозам, спрос на природный газ в АТР в период до 2010 г. будет возрастать в среднем на 7,5% в год. Спрос на газ в регионе СВА в прогнозируемы

йпериод возрастет в 2,5 раза (6,2% в год).

Некоторые характеристики азиатского рынка газа приведены в табл. 2.39. Расчеты выполнены The Institute of Economics (Tokyo).

Таблица 2.39

Прогноз спроса иа природный газ иа азиатском рынке (млрд м3) Страны	1994 г.	2000 г.	2002 г.	2005 г.	2020 г.	Темп роста, % в год
						1994-2000 гг.	2000-2010 гг.
Япония	60,3	76,3	77,4	81,1	88	4,2	1,5
Южная Корея	8,4	23,3	26,2	33,3	45	19,	7,0
Китай	16,6	29,9	30,1	49,0	72	9,7	9,1
Таиланд	7,0	20,5	25,9	29,9	43	9,4	2,9
Тайвань	2,5	8,0	8,5	10,7	28	21,4	6,5

По сравнению с ЮВА, где доля газа составляет от 20 до 40% общего энергопотребления, доля газа в энергопотреблении стран СВА намного ниже и составляет на текущий момент: в Японии - 11%, Корее и о. Тайвань - по 6%, Китае - 2%. Основными потребителями газа в СВА традиционно являются электроэнергетические компании. В середине 90-х годов спрос на газ в электроэнергетическом секторе составил 55% общего потребления газа в регионе. Тем не менее, следует отметить, что структура потребления газа значительно различается в странах региона СВА.

Каковы же прогнозы потребления природного газа в СВА в 2010 г.? Сравнительный анализ исследований МЭА, Wood Mackenzie, Total, EIA DOE, Tokyo Gas, Cedigas, ВНИИГАЗа и журнала Oil and Gas Journal показывает, что минимальный спрос в СВА составит в 2010 г. 193 млрд м³, а максимальный - 230 млрд м³. Лидером по потреблению газа в регионе останется Япония - 85-98 млрд м , Китай твердо займет вторую строчку - 65-78 млрд м³, Корея будет потреблять 29-36 млрд м³, аТайвань - 14-18 млрд м³ [130].

Возможности собственной добычи природного газа в регионе СВА эксперты оценивают в объеме 50-59 млрд м³ в 2010 г.

Добыча природного газа в СВА по-прежнему будет очень далека от того, чтобы силами стран региона удовлетворить свои потребности в природном газе.

Основным производителем природного газа в регионе остается Китай. Руководство страны не желает возникновения зависимости от импорта и предпринимает шаги по развитию национальной газовой промышленности, чтобы свести экспорт к минимуму. Существующая ситуация с доказанными запасами природного газа показывает, что открытия на территории страны осуществляются достаточно редко. С 1998-го по 2002 год прироста доказанных запасов не было, и только в 2002 году удалось нарастить примерно 130 млрд м³. Запасы природного газа в Китае составляли на 1.1.2006 г. 2,35 трлн м³ и будут в состоянии обеспечить добычу в объеме 45-50 млрд м³ в 2010 г.

Потенциал других стран АТР (Индонезии, Малайзии, Брунея, Австралии) оценивается экспертами в объеме 155 млрд м³ в 2010 г. Это - поставки сжиженного природного газа, которые в 2005 г. составляли 84,0 млрд м . Основным поставщиком является Индонезия, где к уже законтрактованным поставкам в регион в объеме 34 млрд м³ могут добавиться дополнительные ресурсы с двух строящихся заводов по сжижению природного газа. Может увеличить поставки Малайзия, где введена еще одна линия комплекса по производству СПГ в Бинтулу. Предполагается ввод мощностей по производству СПГ в Австралии.

Потенциал стран Ближнего Востока по поставкам СПГ в регион АТР также весьма значителен. В 2005 г. на рынки АТР из Катара, Омана и ОАЭ было поставлено 36,7 млрд м³ СПГ. Потенциал поставок с Ближнего Востока в регион АТР составляет по оценкам экспертов 96,3 млрд м³. Безусловно, часть экспортируемого из ближневосточных стран СПГ пойдет на европейский рынок, но основная часть - в Индию, где уже введены в эксплуатацию и строятся терминалы по приемке СПГ, а также в страны СВА. Неясной пока остается судьба намеченных иранских проектов СПГ (44 млрд м³/год) и проекта по производству СПГ в Йемене (8,6 млрд м³/год).

Кроме этого намечаются поставки российского газа в Китай (с Ковыктинского

182

месторождения в Иркутской области и с месторождений, расположенных в южной части Республики Саха-Якутия). С 2007 г. ожидаются поставки СПГ со строящегося в южной части о. Сахалин завода по сжижению природного газа. Поставки намечены в Японию, Ю. Корею, Китай.

Что касается поставок природного газа по проекту «Сахалин-1», то здесь нет пока полной ясности. Вариант трубопроводных поставок по транссахалинскому газопроводу с переходом пролива Лаперуза на о. Хоккайдо может быть востребован японской экономикой только при условии создания мощной газотранспортной системы, охватывающей всю страну. В этой связи не исключается вариант транспортировки газа проекта «Сахалин-1» по территории о. Сахалин до пункта, находящегося наиболее близко к континенту, затем переход через Татарский пролив и дальнейшая транспортировка по трубопроводу по территории Хабаровской области и Приморского края в Китай.

Из других источников поставки природного газа на азиатский рынок следует отметить проект Туркменистан - Пакистан. Здесь следует учесть, что из общей протяженности газопровода Туркмения - Пакистан в 1500 км около 764 км должны пройти по афганской территории. При всем этом Афганистан - страна, которая на данный момент даже не может самостоятельно поддерживать свое существование, далека от стабильного состояния и, по существу, только приступила к созданию государственных структур. Кроме того, необходимо принимать во внимание незатухающие военные действия и сложный горный ландшафт Афганистана. У Пакистана, испытывающего дефицит энергетических и финансовых ресурсов, продолжается конфликт с Индией. А ведь данный проект окажется высокоэффективным только в том случае, если магистраль будет продлена до Индии.

Не следует забывать и о том, что не снят с обсуждения проект газопровода «Иран - Пакистан - Индия», в обход Афганистана. Следует отметить, что правительство Индии в последнее время активизировало обсуждение данного вопроса и, в частности, в апреле предложило китайским нефтяным компаниям принять участие в сооружении газопровода и продлении его до Китая. Реализация данного проекта практически полностью перечеркнет все замыслы относительно магистрали Туркменистан - Афганистан - Пакистан [131].

Имеются проекты поставок природного газа из Казахстана в Китай.

Конкурирующие варианты поставок газа на азиатский рынок представлены на рис. 13.

ПРОЕКТЫ	Поставки газа в виде СПГ с Сахалина в Японию, Ю. Корею, Китай	Поставки газа с месторождений в Иркутской области в Китай, Ю.Корею	Поставки Якутского газа в Китай
Поставки с о. Сахалин (проект «Сахалин 1»

Конкуренция на азиатском рынке Расширение поставок СПГ - Малайзия, Индонезия Россия -4— Азиатский рынок природного газа	ПРОЕКТ
	Газопровод в Китай

Газопровод «Иран- Пакистан-Индия» ТТР Австралия Папуа- Новая Гвинея ПРОЕКТЫ
Поставки СПГ
в страны ЮВА

ПРОЕКТЫ		ПРОЕКТЫ
		Газопровод из Восточного
Поставки СПГ из Катара, Омана,		Туркменистана через
Йемена, ОАЭ, Ирана		Афганистан в Пакистан и
		Индию

Ближневосточ

Туркмения

Рис. 13. Характеристика азиатского рынка природного газа

Ценообразование на газ в Азии тесным образом связано с изменениями в ценах на нефть, которые являются определяющим фактором в ценообразовании по базовым контрактам на экспорт СПГ в Азии.

Цены на газ обычно превышают цены на нефть на величину «премии», которы

е

согласны платить потребители за благоприятные экологические характеристики газа в сравнении с остальными видами органического топлива. По всей видимости, в связи с нарастающими проблемами загрязнения окружающей среды в регионе АТР азиатские потребители согласятся платить эту премию, однако, ее величина будет ограничена тем фактом, что приоритетной целью развития для многих стран остается поддержание экономического роста, для чего может быть использован относительно дешевый азиатский уголь в сочетании с новыми технологиями его утилизации.

Цены на СПГ, привязанные к ценам на нефть, и в перспективе будут являться ключевым моментом реализации новых проектов. Если жесткая привязка цен на СПГ в Азии к ценам на нефть сохранится, то тенденции изменения в мировых ценах на нефть существенным образом повлияют на цены на СПГ. Прогнозируемая на среднесрочный период тенденция повышения цен на нефть повлечет за собой повышение цен на СПГ. При определенных политических и экономических предпосылках тенденция к увеличению цен на СПГ в долгосрочном периоде создаст возможность для проникновения в Азию трубопроводного газа из России и стран Центральной Азии (Туркменистан, Казахстан). Основными факторами, определяющими потенциальный интерес к трубопроводным проектам крупномасштабного импорта газа в странах Северо-Восточной Азии, являются возрастающая озабоченность азиатских стран ухудшением экологической обстановки в регионе и проблемой обеспечения энергобезопасности.

Благоприятное геополитическое положение восточных регионов и Дальнего Востока России при наличии значительных газовых ресурсов в этих регионах страны позволяет в условиях расширяющегося спроса на энергоносители и, в особенности на природный газ в странах Северо-Восточной Азии, говорить о необходимости выхода и закрепления положения России на энергетических рынках этих стран. В дополнение к усилению роли России в международном энергетическом сотрудничестве развитие этого направления позволит эффективно решить проблемы промышленного и социального развития восточных регионов России.