Выдвинутые пятым поколением руководства КНР стратегические задачи диктуют Китаю необходимость оптимизации внешнеэкономической деятельности. Для накопления капитала, решения социальных и экологических задач Китаю необходимо увеличивать импорт энергоносителей и промышленного сырья, расширяя экспорт традиционных товаров ширпотреба, как и продукции современных технологий. По имеющимся оценкам экспертов, его импорт нефти за период 2012–2020 гг. должен возрасти с 282 до 480 млн тонн, то есть в 1,7 раза¹.

Как отмечали китайские специалисты, в начальный период реформ и открытости стратегическая цель КНР состояла в том, чтобы «войти в мировой экономический порядок», теперь же она заключается в изменении этого порядка, чтобы он в большей мере учитывал «обновленные интересы Китая»².

Согласно мнениям ряда аналитиков³, очевидным следствием глобализации энергетической политики Китая становится ее растущая роль в качестве фактора ценообразования на мировых рынках топлива. Повышается и способность КНР воздействовать на мировые рынки в выгодном для себя направлении. Одним из условий успешного прогнозирования конъюнктуры мировых топливных рынков становится в наши дни изучение действий китайского регулятора, а также стратегий корпораций и местных органов власти в сфере энергетики — не говоря уже о планах развития хозяйства, инвестиционных приоритетах и т.п. Привычным образом действий для регулятора в КНР является стремление к определенному торможению темпов роста в их восходящих фазах, в том числе по причине опасений чрезмерного роста цен на топливо. Следует считаться с привычным стремлением к удержанию на относительно низком уровне тарифов на электроэнергию.

Для Китая в силу масштабов экономики и сложившихся традиций планирования особую ценность представляют долгосрочные контракты на поставку значительных объемов топлива по «сглаженным» в отношении ценовых пиков и спадов ценам. Новые возможности для партнеров Китая открывает и продолжение либерализации энергетической политики, которая, по-видимому, повлечет образование разных по структуре типов потребления энергии в отдельных регионах при их большей самостоятельности в вопросах внешней торговли энергоресурсами.

Массовое обновление основных фондов в тяжелой промышленности и энергетике, развернувшееся в начале XXI века, позволяет говорить о переходе к интенсификации народного хозяйства, отмеченной в последнее пятилетие существенным сокращением энергоемкости ВВП, начавшимся вхождением страны в число мировых лидеров научно-технического прогресса. Говоря об энергоемкости и энергоэффективности китайской экономики, нужно отметить своеобразие индустриализации в КНР, которой некоторые исследователи предрекают — на основе сопоставлений с другими странами — длительный, вплоть до 2030 г., этап «поздней индустриализации», с чем в целом можно согласиться⁴.

Китайские компании активно осваивают выпуск продукции для нужд конвенциональной и «зеленой» энергетики. Они уже способны предоставлять конкурентоспособные товары и услуги другим странам (разного технологического уровня, в зависимости от конкретного спроса).

Проблемы развития газовой промышленности стран Центральной Азии

Между тем нефтегазовые ресурсы региона весьма значительны (табл. 1). По данным British Petroleum (BP), за последние 10 лет (2006–2016 гг.) оценка запасов газа по странам ЦА имела разнонаправленные тренды: если в Казахстане и Узбекистане запасы сократились на 10–15%, то в Туркмении выросли с 2,3 до 17,5 трлн куб. м или в 7,6 раз.

Таблица 1

Сравнительные характеристики газового потенциала центральноазиатских стран и Китая на конец 2016 г.

Источник: BP Statistical Review of World Energy, June 2017.

Новый этап освоения газовых ресурсов Туркменистана связан с переходом на разведку более глубоких продуктивных горизонтов, в которых газ содержит агрессивные примеси сероводорода и др. В 2007 г. открыто уникальное по запасам месторождение Галкыныш, сразу же улучшившее рейтинг республики. Британская компания «Gaffney, Cline & Associates» по результатам аудита запасов назвала его вторым в мире после месторождения Южный Парс в Иране, оценив запасы туркменского месторождения в 13,1– 21,2 трлн куб. м⁵. Тогда же British Petrolium (BP) официально оценила общий уровень доказанных запасов ПГ Туркменистана в объеме 24,3 трлн куб. м⁶. Международными экспертами достоверность данной оценки подвергается сомнениям, что уже привело не только к крупным скандалам с иностранными инвесторами, но и к отставкам в газовой отрасли Туркменистана. В соответствии с международной классификацией доказанные запасы газа представляют собой количество газа, которое с определенной долей допуска экономически целесообразно будет извлекать из открытых месторождений при существующей экономической конъюнктуре и технологиях, исходя из геологической и технической информации. Здесь и «зарыта собака»: большинство экспертов обращает внимание на неоправданную закрытость информации по запасам газа в Туркменистане, что может быть объяснено тем, что большинство этих запасов относятся к категории трудноизвлекаемых и чрезвычайно затратных для разработки. Это усиливает подозрительность зарубежных инвесторов⁷.

За последнее десятилетие темпы прироста запасов природного газа в Туркменистане значительно опередили прирост добычи. По оценке BP на конец 2016 г., официальные разведанные запасы ПГ в Туркменистане составили гигантскую цифру в 17,5 трлн куб. м (табл. 1). Кроме Галкыныша, перспективными месторождениями считаются Яшлар (до 1,5 трлн куб. м) и Минара (200 млрд куб. м)⁸. Консорциум во главе с Китайской национальной нефтяной корпорацией (CNPC) заключил в 2009 г. соглашение о разделе продукции на месторождении Галкыныш на сумму 10 млрд долл. с обязательством ежегодно поставлять в КНР 30 млрд куб. м газа в течение 30 лет. К тому времени в портфеле CNPC уже имелось схожее соглашение по нефтегазовому проекту Багтыярлык, охватывающему несколько месторождений, включая Саман-Депе и Алтын Аср⁹.

В реальных условиях сегодняшнего дня единственным реально действующим направлением экспорта туркменского газа является Китай. Построена 3-ниточная газотранспортная система Туркменистан — Узбекистан — Казахстан — Китай (ТУКК) мощностью 55 млрд куб. м. При обсуждении параметров транспортировки газа в Китай предполагалось увеличение объема поставок газа по газопроводу на ближайшую перспективу до 65 млрд куб. м газа в год¹⁰.

Между тем до сих пор газопровод заполнен газом только на 54%, в 2016 г. по нему было экспортировано только 29,86 млрд куб. м туркменского газа (табл. 2).

Таблица 2

Поставки газа по МГ Туркменистан — Узбекистан — Казахстан — Китай (млрд куб. м)

Источники: CNPC, «Туркменгаз», «Узбекнефтегаз», «КазТрансГаз».

Такая привязка к единственному потребителю несет существенные риски для туркменской стороны, прежде всего из-за того, что потребитель может диктовать свои условия ввиду неустойчивости цен на газ на мировом рынке. К тому же объемы предложения туркменского газа реально превысили эффективный спрос на него в Китае, для которого такая сверхдальняя транспортировка центрально-азиатского газа в Гуанчжоу (на 7000 км) явно нерентабельна. Уже сейчас китайские компании — импортеры газа (в частности, PetroChina) несут убытки в размере 130 долл. за 1 тыс. куб. м импортируемого газа¹¹, и Китай вынужден вводить льготы импортерам газа в форме возмещения НДС сроком на 10 лет при превышении стоимости импортируемого газа над внутренними ценами в Китае. В конечном итоге мощности экспортных газопроводов простаивают.

При этом заполняемость газопровода ТУКК становится неопределенной, и в условиях расчетной недозагрузки газопровода показатели эффективности его работы резко ухудшаются. Между тем Китай приобретал туркменский газ осенью 2016 г. в среднем по 185 долл. за 1 тыс. куб. м, то есть цены были достаточно невысокими¹². Вследствие снижения экспортных доходов экономика Туркменистана испытывает значительные трудности. В свою очередь, возникающие в среднесрочной перспективе риски экспорта туркменского газа в Китай заставляют туркменские власти диверсифицировать газовые маршруты и искать для них новые направления.

Развитие газовой промышленности Китая

Ныне Китай стоит перед широким выбором источников традиционного и альтернативных видов газа. По предварительным подсчетам Института экономики и технологии Китайской национальной нефтегазовой корпорации, собственная добыча ПГ в Китае в 2016 г. достигла 134,1 млрд куб. м., в то время как реальный объем потребления газа составил 204 млрд куб. м, увеличившись на 6,5% по сравнению с 2015 г. За 2016 г. (в сравнении с 2015 г.) темп роста потребления газа (2,4%) существенно превысил темп роста его добычи (1,4%), и растущая разница в объемах была покрыта за счет увеличения импорта газа. Китай в 2016 г. импортировал 35,2 млрд куб. м трубопроводного газа и 25 млн т сжиженного природного газа (СПГ) (около 34,7 млрд куб. м). При этом темп роста потребления СПГ почти вдвое превысил темп роста потребления трубопроводного газа (соответственно 27,2% и 15,6% по сравнению с 2015 г.) ¹³ Предполагается, что в 2017 г. потребление ПГ вырастет на 5,9% — до 216,2 млрд куб. м, а доля газа в общем объеме потребления первичных энергоресурсов — до 6,2%¹⁴.

За период 13-й пятилетки (2016–2020 гг.) Государственное управление КНР по энергетике планирует существенно увеличить доли газа и возобновляемой энергетики (с учетом ГЭС) в энергобалансе страны — с 5,9% до 10% и с 12% до 15% соответственно, по сравнению с 2015 г.¹⁵ При этом доля угля должна снизиться с 64 до 58%¹⁶. Впрочем, доля газа в топливно-энергетическом балансе страны все равно остается крайне незначительной по сравнению с энергобалансами других индустриальных держав, где она составляет не менее 25–35%.

Выдвигается множество разнообразных прогнозов развития газовой отрасли Китая на период до 2020 г. — и китайских, и зарубежных. Они носят как пессимистичный, так и оптимистичный характер, но практически во всех прогнозные величины объемов потребления газа в стране в 2020 г. ожидаются на уровне 340–360 млрд куб. м. При этом предполагается, что основные государственные стратегические планы по изменению внутреннего газового баланса КНР должны быть полностью реализованы к 2030–2035 гг.¹⁷

Согласно докладу «Развитие газовой отрасли Китая — 2016», подготовленному Государственным управлением по энергетике, Центром по изучению проблем развития при Госсовете КНР и Министерством земельных и природных ресурсов, покрывать этот спрос Пекин собирается отчасти за счет роста собственной добычи (до 220 млрд куб. м.), из которых традиционный газ даст 170 млрд, сланцевый — 30 млрд, а остальное — метан угольных пластов. Следовательно, ниша для импорта может вырасти с нынешних 69,9 до 120 млрд куб. м. Согласно долгосрочным стратегическим планам, к 2030 г. Китай может еще более чем удвоить импорт газа — до 270 млрд куб. м¹⁸.

Пекином поставлена задача форсирования геолого-разведочных работ, чтобы к 2020 г. разведанные запасы ПГ достигли 16 трлн куб. м¹⁹. Важно, чтобы они относились к категории доказанных запасов, которые, как предполагается, будет экономически целесообразно извлекать из разведанных месторождений. При этом корректность оценки таких запасов во многом зависит от общих ценовых трендов мирового энергетического рынка и восточноазиатского рынка, в частности.

В настоящее время китайские власти большие надежды связывают с разработкой нового нетрадиционного источника ПГ — сланцевых залежей. Запланировано широкое развертывание геолого-разведочных работ в целях доведения их разведанных запасов до 1,5 трлн куб. м ²⁰. Налицо бурный прирост добычи сланцевого газа. Если в конце 2014 г. его совокупная добыча у двух ведущих нефтегазовых корпораций — Sinopec и PetroChina — составляла 1,7 млрд куб. м, то к началу 2016 г. — уже 6,2 млрд куб. м (то есть прирост добычи более, чем утроился)²¹. Успехи текущих лет говорят о вероятности реализации оптимистичного сценария и быстром росте добычи к 2020 г. — до 60– 100 млрд куб. м. В пользу этого свидетельствует приоритетное внимание, которое уделяется добыче сланцевого газа правительством. Для этого используются различные стимулирующие механизмы, в частности установлены субсидии для поощрения добычи, а главное — проведена либерализация рынка сланцевого газа в плане расширения прав собственности на добытый газ и отказа от государственного регулирования цен на него. Это, начиная с 2016 г., привлекло к разработке сланцевых месторождений иностранные компании. В конечном итоге, согласно данным BP, к 2035 г. основная часть мировых объемов сланцевого газа будет добываться именно в Китае, а его доля составит четверть от общей добычи газа в мире²².

В 2017 г. поставки СПГ в Китай превысили 38 млн т (рост по сравнению с предшествующим годом более чем на 50%). Сейчас китайские компании закупают СПГ преимущественно на спотовом рынке, что взвинтило цены в Юго-Восточной Азии, где они превысили 11 млн долл. (примерно 406 долл./тыс. куб. м), что вдвое больше, чем прошлым летом²³. В связи с этим ведущие производители СПГ быстро отреагировали на изменение конъюнктуры, перенаправив в Китай экспортные потоки.

К настоящему времени КНР законтрактовала поставки СПГ в объеме около 50 млрд куб. м в год. Но в перспективе предполагается существенно увеличить закупки СПГ, и к 2019 г. этот показатель может вырасти до 60 млрд куб. м. Поставки обеспечат потребности страны в импорте газа до 2020 г., и у китайских компаний еще останется возможность покрывать пики потребления за счет закупок СПГ на спотовом рынке²⁴. Стратегия покупки газа корректируется, и Китай планирует отказываться от спотовых закупок в пользу проектов, где он участвует, контролируя всю цепочку — от добычи до сжижения и транспортировки. Так, СПГ, закупаемый в США, достаточно дорог, поскольку в его стоимость входит маржа всех компаний, участвующих в цепочке от производителя до потребителя. Участие же Китая в проектах сможет снизить стоимость СПГ, делая его более конкурентоспособным. Позитивным примером мог бы стать начатый проект «Ямал СПГ», в котором свои доли имеют CNPC и инвестфонд «Silk Road». Сообщается о новом соглашении относительно совместного развития выпуска СПГ на Аляске, подписанном американской корпорацией «Alaska Gasline Development Corporation», властями штата Аляска и китайскими государственными структурами — нефтегазовой компанией Sinopec, инвестфондом «CIC Capital Corporation» и банком «Bank of China». Согласно проекту, на юге Аляски будет сооружен крупнейший завод по сжижению природного газа мощностью 27,6 млрд. куб. м²⁵.

В разных районах Китая проблема дефицита топлива решается по-разному. Он не делает ставку только на СПГ — строит и трубопроводы для транспортировки газа. Если в прибрежных районах дефицит топлива покрывается посредством СПГ, то остаются неохваченными крупные промышленные центры, что удалены от морского побережья. Это, прежде всего, Дунбэй, куда доставка импортного СПГ или центральноазиатского газа весьма затратна. В то же время, по оценке на осень 2017 г., цены российского трубопроводного газа в Европе были ниже, чем СПГ в Азии на 30%²⁶. Этот фактор немаловажен для активизации сотрудничества КНР с РФ по организации масштабной доставки восточно-сибирского и дальневосточного газа в Дунбэй

Китайские инвестиции в ЦА и другие страны СНГ

Ситуация в нефтегазовом комплексе ЦА будет во многом зависеть от приоритетов инвестиционной политики Китая. Здесь также грядут перемены. В настоящее время в Китае реализуется новый этап модернизации экономики. Осенью 2017 г. на XIX съезде КПК была объявлено о вступлении Китая в «новую эпоху социализма с китайской спецификой» и принята обновленная стратегия развития на ближайшие годы.

Особое внимание властей КНР сосредоточено на снижении долговой нагрузки корпоративного сектора и местных правительств, повышении эффективности госпредприятий в направлении формирования на их основе национальных мегакорпораций. Для сдерживания роста долговой нагрузки компаний и оттока капитала Китай ужесточает контроль за активностью своих инвесторов. Перечисленные меры призваны изменить подходы Китая к инвестированию за рубежом. Так, с января по сентябрь 2017 г. вложения в нефинансовый сектор за рубежом упали на 41,9%²⁷.

Согласно аналитическому докладу Евразийского банка развития (ЕАБР) «ЕАЭС и страны Евразийского континента: мониторинг и анализ прямых инвестиций в 2016 г.», изменились приоритеты инвестиционной политики Китая на постсоветском пространстве: в частности, наблюдалась тенденция к сокращению доли топливного комплекса в общем объеме накопленных китайских прямых иностранных инвестиций (ПИИ) в большинстве стран СНГ. С 2010 г. она снизилась с 86,8 до 74,1%²⁸.

Неожиданно резкий рост китайских ПИИ в Россию, наблюдавшийся в 2016 г., объясняется наличием двух крупных сделок на российском рынке: покупкой 10% акций ПАО «Сибур» китайским Фондом Шелкового пути и 20% ПАО «Верхнечонскнефтегаз» китайской «Beijing Gas Group Company Ltd». На них пришлось 90% от всех китайских инвестиций в новые проекты в 2016 г.²⁹ Важно, что сделка по продаже 20% ПАО «Верхнечонскнефтегаз» обеспечила выход Роснефти на внутренний газовый рынок Китая, что служит хорошей предпосылкой к началу двустороннего сотрудничества в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке на всех этапах производственной цепочки — от геологоразведки до добычи и реализации газа.

Анализ инвестиционной активности Китая в 2016 г. показывает, что приоритетным направлением для реализации новых проектов с китайскими ПИИ стала Россия как по числу таких проектов (пять из восьми новых проектов в ЕАЭС), так и по объему привлеченных в них инвестиций (94%). Среднегодовой прирост китайских ПИИ в российскую экономику за последние пять лет составил 57%. С учетом последних сделок 82% накопленных китайских инвестиций сосредоточены в топливном и химическом комплексах³⁰.