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 

*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 

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 

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 

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

Автор: Алексей Гривач, заместитель гендиректора ФНЭБ

Источник: Pro-gas.ru, 06.08.2013