С. Горевалов — старший эксперт-аналитик Института энергетической стратегии
(Центр энергетической экспертизы, 31.10.2012 г.)
Планы выхода Газпрома на рынок Азии вполне обоснованные, хотя, на мой взгляд, несколько запоздавшие в связи с проблемами России 90-х годов, затормозившими развитие Восточного региона добычи газа.
Зарождение тренда смещения центров потребления энергоресурсов в развивающиеся страны произошло еще в начале прошлого десятилетия. В перспективе до 2030 г. более половины прироста потребления энергии придется на азиатский рынок, главным образом, на Китай и Индию. Китай к 2030 г. будет потреблять около 525 млрд м3 газа. Решение “атомной проблемы” заставит и Японию значительно нарастить потребление газа. А регион в целом будет потреблять порядка 1,2 трлн куб. м. При сохранении наблюдаемых в данное время трендов, импортные потребности региона, как минимум, удвоятся, трубопроводный импорт Китая составит около 80 млрд м3 .
Что касается шансов Газпрома завоевать азиатский рынок, то можно говорить лишь о частичном проникновении на него. Это следует как из обнародованных подробностей окончательного инвестиционного решения по Чаяндинскому месторождению и газопроводу «Якутия — Хабаровск — Владивосток», так и из складывающейся конъюнктуры рынка Азии. Что касается инвестиционной программы, то, при желании, её можно было бы сделать более экономной. Инвестиции в разработку и транспорт составят 1200 млрд рублей, а с учетом строительства завода СПГ, стоимость которого оценивается главой Газпрома в 220 млрд руб., общий объем инвестиций составит 1,42 трлн руб. или 45 млрд долларов.
АЗИАТСКИЙ РЫНОК ПРИРОДНОГО ГАЗА ДИАМЕТРАЛЬНО ПРОТИВОПОЛОЖЕН
РЫНКУ ГАЗА ЕВРОПЫ ПО ЧАСТИ СПОСОБА ДОСТАВКИ
Вероятно, заявляя о заводе мощностью в 10 млн т (или 13,8 млрд м3), подразумевался аналогичный проект, реализованный на Сахалине – его мощность аналогична, при этом стоимость его строительства обошлась в 20 млрд долларов (600 млрд рублей), что втрое превышает цифры, официально озвученные А.Б. Миллером, а значит - либо первый проект был выполнен по завышенной смете, либо перспективный проект на стадии реализации потребует дополнительных инвестиций: трудно поверить, что эффект опыта позволил снизить издержки на строительство двух одинаковых заводов, пусть и в несколько разных природно-климатических условиях. Оставив за скобками вопрос о происхождении столь существенной разницы в стоимости аналогичных проектов, обратимся к упрощенным расчетам.
Итак, общий объем инвестиций будет составлять 45 млрд долл. (по текущему курсу). Стоимость импортного природного газа в Японии за 2011 г. составила 515 долларов за тыс. куб. м, стоимость газа, поставляемого в Китай по трубопроводам из Туркменистана находилась в 2011 г. у отметки в 320 долларов за тыс. куб. м. Таким образом, при текущей цене газа срок окупаемости инвестиций в развитие восточного направления экспорта при учете завершения строительства завода СПГ в 2018 г. и выходе в тот же год на проектную мощность (в реальности, заводу СПГ на Сахалине потребовалось 2 года для выхода на полную загрузку), а также поставки оставшихся 47 млрд м3 (исходя из мощности трубопровода из Якутии через Хабаровск до Владивостока, равного 61 млрд м3) составит около десяти лет (с момента первых инвестиций начиная с 2013 г.) при условии полной загрузки мощностей с 2018 г. и условно взятой ставки дисконтирования 12%.
В целом для капиталоемкой нефтегазовой отрасли, где средние сроки окупаемости проектов составляют не менее 15 лет, данный срок окупаемости вполне приемлем. Однако данный расчёт учитывает желаемую ситуацию для Газпрома, при которой весь газ из трубы будет продан. В реальности конъюнктура газового рынка Азии заставляет усомниться в столь радужном для Газпрома сценарии.
Прежде всего, стоит отметить, что азиатский рынок природного газа диаметрально противоположен рынку газа Европы по части способа доставки. В 2011 г. емкость рынка импортных поставок составляла 250 млрд м3, покрывая тем самым чуть более 40% нужд региона, 82% из них было доставлено в регион посредством СПГ, при этом, около половины поставок СПГ осуществляется из-за предела региона. Крупнейшими поставщиками на рынке СПГ являются Катар (43%), Малайзия (15,8%), Индонезия (13,9%), Австралия (12,3%), доля России составляет всего 7%. Выход России на азиатский рынок СПГ в 2009 г. был сопряжен со значительной конкуренцией со стороны исторически сложившихся поставщиков.
Доминирующее положение по объему производственных мощностей занимают ближневосточные и африканские национальные компании, прочно занявшие свои позиции на азиатском рынке сбыта. Кроме того, во внутрирегиональных поставках СПГ регион ожидает возрастающую роль Австралийского СПГ (ресурсной базой для которого является угольный метан). В настоящее время в Австралии в стадии строительства находятся 7 терминалов СПГ, что практически утроит мощности 3 уже существующих заводов. Кроме того, в статусе “запланированные” находятся еще 6 терминалов.
Таким образом, в перспективе, конкуренция на рынке СПГ в Азии будет только нарастать, что вполне может привести к либерализации газового рынка и отхода от привязки цены газа от индексирования по “японскому нефтяному коктейлю”, и, соответственно, снижению цены газа с премиальных уровней по отношению к среднемировой цене. Кроме того, избыток СПГ может снизить загрузку существующего и будущего заводов СПГ. Реализация данных рисков значительно увеличит срок окупаемости проекта.
На рынке трубопроводного импорта из-за пределов региона поступает только газ Туркменистана, объем поставок которого составляет треть от всех трубопроводных. Российскому газу придется конкурировать с туркменским газом, а значит и соглашаться на менее выгодные условия по части цены. Учитывая то, что мощность трубопровода Туркменистан-Китай составляет 40 млрд м3, а потенциал трубопроводных поставок по трубопроводу «Якутия — Хабаровск — Владивосток» после загрузки завода СПГ составляет 47 млрд м3, практически весь газ будет востребован Китаем в 2030 г.
Таким образом, несмотря на сложности, стоящие перед Газпромом на пути экспансии азиатского рынка, выход на него решает три важные задачи. Во-первых, задачу развития Дальневосточного федерального округа, во вторых диверсификацию экспортных маршрутов экспорта газа и компенсацию снижения экспортной выручки при неблагоприятной конъюнктуре на одном из рынков.
Следует отметить, что говорить о долгосрочной проблеме потери выручки Газпромом на рынке Европы вследствие краткосрочных пауз роста спроса недальновидно. Несмотря на рост конкуренции на европейском рынке, рост объемов спроса на газ такой же безальтернативный тренд, как и тренд падения добычи в данном регионе. Кроме того, надежность поставок российского газа существенно возросла с завершением строительства “Северного потока”, а ресурсная база страны даёт гарантированный объем добычи для экспорта. Европа стремится использовать текущий момент для розыгрыша своей карты, в то время как через несколько лет рынок покупателя вновь может стать рынком продавца. Эти процессы цикличны, а выход в Азию позволит сглаживать “острые” моменты конъюнктуры.
В завершение стоит отметит - следует помнить, что излишний упор на экспортную стратегию крайне вреден для российской экономики. Во-первых, внутренний рынок обладает значительной емкостью для стимулирования потребления газа внутри страны, во-вторых, климатические особенности расположения России требуют экономного расходования энергоресурсов, даже если эти ресурсы в избытке. |
