Главная > Актуальные комментарии > ТЭК > Место газа в Поднебесной

Место газа в Поднебесной

 Месяц назад Китай сделал еще один шаг к реформированию ценообразования на внутреннем рынке газа. Движение в этом направлении повышает шансы на скорое достижение договоренностей по поставкам в Поднебесную значительных объемов российского экспортного газа. С другой стороны, повышаются риски, связанные с увеличением собственной добычи в КНР благодаря росту инвестиционной привлекательности новых проектов. А, главное, может пострадать динамика роста спроса на газ. 

Впрочем, в данном вопросе многое будет зависеть от экологической политики Пекина. Пока она направлена на наращивание доли газа в энергобалансе с 4,6% в 2012 году до 10% к 2020-му. Даже при сохранении уровня потребления энергии в Китае дополнительный спрос составит 170 млрд кубометров. А рост энергопотреблении всего на 9-10%, что соответствует консервативному прогнозу китайских властей и главной нефтегазовой корпорации страны CNPC, увеличит эту цифру до 200 млрд кубометров. На сегодняшний день Китай законтрактовал по долгосрочным контрактам до 75 млрд кубометров в Центральной Азии, до 12 млрд кубометров в Мьянме и около 47 млрд кубометров (35,8 млн т) СПГ в Австралии, Катаре, Малайзии, Индонезии и у трейдеров. Из них дополнительные объемы к уровню 2012 года – менее 100 млрд кубометров. 

«Дыра» в балансе – 70-100 млрд кубометров – может быть закрыта либо наращиванием собственной добычи, либо дополнительным импортом. 

Пекин, конечно, будет делать ставку на активную разработку собственных запасов. За 8 лет добыча в КНР выросла на 66 млрд кубометров и достигла 107 млрд кубометров по итогам 2012 года. Если сохранить эти темпы, то можно закрыть большую часть непокрытого импортом и текущей добычей спроса. Но насколько это реально? 

В последние два года темпы упали с 9-11 млрд кубометров ежегодного прироста до 6-7 млрд. Меняется и структура добычи. Традиционные ресурсы истощаются. В прошлом году 30 млрд кубометров составила добыча трудноизвлекаемого газа из песчаников (tight gas), 6,5 млрд кубометров приходится на угольный метан и 11 млрд кубометров было добыто на шельфе. То есть, на традиционные месторождения, включая товарный попутный нефтяной газ, пришлось всего 56% добычи. А это означает более высокие капитальные и операционные затраты на производство газа. 

Оценить экономическую эффективность добычи газа в КНР достаточно проблематично. Практически весь газ в стране добывают три госкомпании – CNPC (74%), Sinopec (16%) и CNOOC (10%). Объем доказанных запасов даже немного перекошен в пользу основного игрока (почти 82%). При этом CNOOC эксклюзивно занимается разработкой шельфовых месторождений. Но все три корпорации работают над новыми проектами в сфере извлечения метана из угольных пластов и оценивают перспективы сланцевых залежей. 

Добыча и доказанные запасы газа в Китае по компаниям, млрд кубометров 

  Добыча в 2011 году Добыча в 2012 году Запасы
CNPC 75,6 79,9 1750
в т. ч. СП CNPC 3,8 4,2 нд
Sinopec 14,6 16,9 190
CNOOC 11,1 11,3 206
Всего 101,3 108,2* 2146

*с учетом нетоварного газа 

Источник: данные компаний 

Все три компании, помимо газа, добывают значительные объемы нефти, которая (вместе с нефтепродуктами) как раз продается в Китае по рыночным ценам. В результате подразделения объединяющие добывающие активы генерируют основной объем прибыли этих корпораций. Но при этом запредельная рентабельность добычи нефти покрывает убытки от добычи и реализации газа. К примеру, средние затраты в 2012 году на каждый добытый баррель нефтяного эквивалента у CNPC составили $65, у CNOOC - $69. А цена реализации газа на китайском рынке у этих компаний составила $26 и $32 за баррель нефтяного эквивалента соответственно. Не говоря уже о том, что эти компании реализуют на внутреннем рынке еще более дорогой импортный газ, зависимость от которого растет, и уже достигла 26,5% по итогам 2012 года. 

Ценообразование на китайском рынке, как на днях посетовал зампред правления «Газпрома» Александр Медведев, является главным препятствием на пути заключения контракта на поставку российского газа в КНР. Система оптового ценообразования регулируется Национальной комиссией по реформам и развитию (NDRC). До последнего времени комиссия устанавливала размер цены газа на скважине и стоимость транспортировки до потребителей или входа в газораспределительные системы городов в различных провинциях для всех производителей. Оптовые цены на газ в Китае не индексировали с середины в 2010 года. И для промышленных потребителей они составляли в среднем $268 за тыс кубометров. Средняя цена реализации корпорациями в 2012 году варьировалась от $178 за тыс кубометров у CNPC до $212 у CNOOC, поскольку оффшорный газ преимущественно продавался в восточных районах страны, где цены были выше. Кроме того, в двух юго-восточных районах страны – провинции Гуандун, где был построен первый китайский терминал по приему СПГ (его контролирует CNOOC), и в Гуанси-Чжуанском автономном районе - правительство запустило эксперимент, привязав цены на газ к стоимости дизеля и СУГ с коэффициентом 0,9. Впрочем, в масштабах страны это не было заметно.

 

По мере наращивания импортного газа в балансе Китая (39 млрд кубометров в 2012 году), эта схема стала трещать по швам, загоняя импортеров и по совместительству главные нефтегазовые корпорации страны в убытки. Особенно пострадала PetroСhina, публично торгуемая «дочка» CNPC, на которую заведено около 90% бизнеса по транспортировке и сбыту газа и примерно три четверти активов материнской корпорации в сфере добычи нефти и газа. В 2012 году она заявила в своей отчетности убытки от реализации импортного газа в размере $6,5 млрд. В среднем PetroChina закупала 1 тыс кубометров зарубежного газа на $267 дороже, чем продавала на рынке. В 2011 году разница в цене, по расчетам ФНЭБ, составляла $192, но убыток был вдвое меньше благодаря более скромным объемам импорта. 

В итоге именно корпорации, судя по всему, убедили власти предпринять новые шаги в сфере реформирования ценообразования. И с 1 июля 2013 года NDRC реализовала сразу два изменения. Во-первых, осуществила индексацию цен на газ для промышленных потребителей в среднем на 15,4% (на $40 до $310), при чем для производителей минеральных удобрений рост составит $39, а для остальных $63. Во-вторых, комиссия изменила подход к ценообразованию. Поставки разделены на «старые» и «новые». Старые – из расчета 112 млрд кубометров потребления промышленными потребителями в 2012 году. Эти объемы потребители и в 2013 году получат по регулируемым ценам с учетом индексации с 1 июля. А вот дополнительный спрос, который уже по первым 5 месяцам в среднем составил 13% (или 8 млрд кубометров), корпорации смогут продавать с привязкой к рыночной стоимости дизеля и СУГ со скидкой 15%. Гуандунский эксперимент будет распространен на всю страну, но только применительно к новому спросу в промышленном сегменте. NDRC оценивает эти объемы в 11 млрд кубометров на весь 2012 год, а среднюю цену для них в $440 за тыс кубометров. Совокупную дополнительную выручку поставщиков можно оценить в $3,2 млрд за полгода. Это позволит снизить потери от реализации импортного газа, но не снимет проблему целиком. 

Баланс газа КНР, млрд кубометров 

  2010 2011 2012
Потребление 107 130,7 147
Добыча 94,5 101,1 107,7
Импорт 17 31,4 39,5
Туркменистан 4,4 15,5 20,5
Мьянма 0 0 0
СПГ 12,6 15,9 19

Источник: CNPC 

По предварительным оценкам, в 2013 году Китай импортирует около 50 млрд кубометров. Поставки из Центральной Азии могут вырасти до 26 млрд кубометров, СПГ – до 24 млрд кубометров. Отметим, что КНР достаточно активно работает на спотовом рынке сжиженного газа. Действующие долгосрочные контракты CNOOC и PetroChina рассчитаны только на 20 млрд кубометров (15,3 млн т). Еще на 20 млн т преимущественно австралийского газа заключены долгосрочные контракты, стартующие в 2014-2016 годах. 

Действующие и новые контракты на поставку СПГ в КНР 

Поставщик Покупатель Объем, млн т Срок Начало поставок Окончание
NWS (Австралия) GD LNG (CNOOC) 3,7 25 2006 2030
Tangguh (Индонезия) CNOOC 2,6 25 2009 2033
Malaisia LNG CNOOC 3 21 2009 2029
Qatargas II CNOOC 2 25 2009 2034
Qatargas IV Petrochina 3 25 2011 2036
Total (глобальный потрфель) CNOOC 1 25 2010 2024

 

Поставщик Покупатель Объем, млн т Срок Начало поставок Окончание
BG (глобальный портфель) CNOOC 5 20 2015 2034
APLNG (Австралия) Sinopec 7,6 20 2016 2035
QLNG (Австралия) CNOOC 3,6 20 2014 2033
Exxon (Gorgon LNG) Petrochina 2,25 20 2015 2034
Shell (Gorgon LNG) Petrochina 2 20 2015 2034

Источник: данные компаний      

Договор на закупку 5 млн т из портфеля BG является предметом особой гордости китайской CNOOC, так как, по заявлению корпорации, впервые в Азии привязан не только к нефти, но и к котировкам в Henry Hub. BG является одним из крупнейших покупателей первого американского экспортного СПГ-проекта в Мексиканском заливе, который строит Cheniere Energy, поэтому частичная привязка к американскому споту вполне уместна. После этого другая китайская корпорация CNPC предложила «Газпрому» включить в формулу цены по поставкам трубопроводного газа привязку к Henry Hub, но получила жесткий и публичный отказ от главы концерна Алексея Миллера. 

Но вернемся к сегодняшним ценам на импортный газ, которые китайские корпорации используют в качестве тарана для изменения системы ценообразования на внутреннем рынке. Исходя из задекларированных PetroChina убытков, она покупала в 2012 году импортный газ (20,5 млрд кубометров центральноазиатского и 4,5 млрд кубометров СПГ) в среднем по $444 за тыс кубометров. Если предположить, что сжиженный газ поставляется по рыночной цене (у PetroChina долгосрочный контракт с Qatargas на 3 млн т) – по $660 за тыс кубометров, то за среднеазиатский газ компания платила $395. Между прочим, это средняя цена «Газпрома» в Европе, к которой Китай не хочет иметь никакого касательства при обсуждаемых закупках российского газа. 

Оптовая цена газа в провинциях, где у PetroChina находятся терминалы по приему СПГ (Ляонин и Цзянсу), составляла в 2012 году $560-620 за тыс кубометров. То есть, потери на сжиженном газе были достаточно умеренными, если не учитывать среднекитайскую цену продажи газа. 

Что касается центральноазиатского газа, то цена в $395, очевидно, не совсем отражает реальные затраты Китая на приобретение газа в Туркменистане или Узбекистане. Скорее всего, это стоимость газа на китайской границе или даже с учетом средних расходов на транспортировку в самом Китае. А значит, уплачивается материнской компании – CNPC, которая из этих средств возвращает инвестиции в строительство газопровода на территориях Узбекистана и Казахстана. Кроме того, более 20% газа, поступающего из ЦА – сырье, добываемое CNPC самостоятельно в Туркменистане на правом берегу Амударьи. Скорее всего, цены, которые получают экспортеры («Туркменгаз» и «Узбекнефтегаз»), существенно ниже, не превышают $200-250 за тыс кубометров. 

Но российский газ планируется к подаче на северо-восток, там где оптовые цены уж сейчас составляют $500-600 за тыс кубометров, в то время как в Синьцзян-Уйгурском АО, куда поступает туркменский газ - $200-300. А расстояние до северо-восточных провинций составляет 4000-5000 км. Даже по цене $400 на российско-китайской границе, российский газ вполне конкурентоспособен и с СПГ, который PetrocChina приобретает у Катара, и с нефтью, которую Китай покупает у России в 1,5 раза дороже (если считать по теплотворности). Не говоря уже о ценах на новый австралийский СПГ. К примеру, контракт той же PetroChina на закупку у ExxonMobil 2,25 млн т сжиженного газа ежегодно в течение 20 лет c проекта Gorgon был оценен в $41 млрд. Не сложно подсчитать, что 1 тонна СПГ стоит $911 или $700 за тыс кубометров. 

Другое дело, что китайцы стремятся входить в добычные проекты. В частности, CNPC подписало соглашение о покупке у Eni 20% в проекте по разработке месторождения на шельфе Мозамбика, на базе которого планируется строить завод по производству СПГ. Предварительное соглашение подписано о вхождении в проект «Новатэка» «Ямал СПГ» (20%) и закупку 3 млн т в год. Ее «дочка» PetroChina участвует с Shell в проекте Arrow в Австралии на паритетных началах. CNOOC является крупным партнером и покупателем в Queensland LNG, а Sinopec – в Australian Pacific LNG. 

«Газпром» ранее заявлял, что не намерен делиться долей в Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях, которые предполагаются основной ресурсной базой для поставок в Китай. И это, естественно, снижает привлекательность для покупателя поставок из России. 

Тем не менее, по нашим оценкам, сейчас все еще имеется непокрытый спрос в Китае к 2020 году и далее. Кроме того, если газовая революция на транспорте все же состоится и газомоторное топливо станет реальной альтернативой нефти, то спрос на газ в КНР может расти еще более динамично.    

Прогнозный баланс Китая, млрд кубометров 

  2015 2020
Потребление 230* 350
Добыча 150* 160-200
Законтрактованны импорт 105 134
Центральная Азия 55 75
Мьянма 12 12
СПГ 37 47
Профицит/(дефицит) 35 (16-56)

Источник: 12-й пятилетний план развития КНР, прогноз CNPC, оценка ФНЭБ

Автор: Алексей Гривач, заместитель гендиректора ФНЭБ

Источник: Pro-gas.ru, 06.08.2013


Аналитическая серия «ТЭК России»:

Новая структура власти и ТЭК: переформатирование системы госуправления отраслью
За майской инаугурацией Путина последовало переформатирование российского правительства, а затем и в целом системы исполнительной власти. На первый взгляд кажется, что изменения носят косметический характер. Не только премьер, но и многие министры сохранили свои посты. Но на самом деле кадровые новации весьма масштабны, и нефтегаза они касаются напрямую. Перестановки еще не закончены – в некоторых министерствах продолжаются активные чистки и структурные изменения. Но основные игроки все же расселись по своим креслам, и можно подвести первые итоги переформатирования системы управления нефтегазовой промышленностью.
Мировой рынок нефти: к каким ценам готовиться?
Санкции в отношении российского нефтегаза: кольцо сжимается
Американский сланец: жизнь в эпоху Трампа
Новый американский президент четко обозначил свои приоритеты в области энергетики, назвав ВИЭ пустой тратой денег и открыто сделав ставку на углеводороды. Это отличная новость для американских сланцевых компаний, как и существенный рост нефтяных цен на мировом рынке в 2017 и особенно в начале 2018 годов. Всем интересно, сколько нефти США на самом деле способны добывать. А ведь есть еще тема сланцевого газа. Соединенные Штаты слишком агрессивно рекламируют резкий рост производства СПГ, что невозможно без существенного увеличения добычи газа – опять же сланцевого.
Государственное регулирование нефтегазового комплекса в 2017 году и перспективы 2018 года

Все доклады за: 2016 , 15 , 14 , 13 , 12 , 11 , 10 , 09 , 08 , 07 гг.

PRO-GAS
Рейтинг@Mail.ru Rambler's Top100
О Фонде | Продукты | Услуги | Актуальные комментарии | Книги | Выступления | Клиенты | Цены | Карта cайта | Контакты
Консалтинговые услуги, оценка политических рисков в ТЭК, интересы политических и экономических элит в нефтегазовой отрасли.
Фонд национальной энергетической безопасности © 2007
  Новости ТЭК   Новости российской электроэнергетики