Азия наращивает потребление газа

Наращивание поставок российского трубопроводного газа позволит Китаю сократить закупки СПГ. Фото с сайта www.gazprom.ru

В последнее время много говорится о сильном снижении потребления газа в Европе. Однако азиатские страны идут по прямо противоположному пути. Они собираются наращивать потребление газа и заменять им уголь.

В декабре 2024 года консалтинговая компания Wood Mackenzie представила прогноз развития спроса на сжиженный природный газ (СПГ) в Азии до 2050 года. По прогнозу, совокупный объем спроса на импортный СПГ в Восточной и Юго-Восточной Азии (ЮВА) вырастет с текущих 240 до 347 млн т СПГ в год к 2050 году. В долгосрочной перспективе основным драйвером спроса на СПГ могут стать страны ЮВА. Совокупный объем импорта СПГ в эти страны к 2050 году может достигнуть 137 млн т СПГ/год – в 4 раза больше текущих объемов. Что касается поставок СПГ в Китай, то пик их роста ожидается в 2032 году на уровне 150 млн т, после чего из-за начала поставок трубопроводного газа из России по «Силе Сибири – 2» и из Туркменистана по «Линии Д» импорт СПГ начнет снижаться и к 2050 году снизится где-то до 115 млн т.

Вьетнам

В октябре 2024 года вьетнамская государственная нефтегазовая компания PetroVietnam и государственная электроэнергетическая компания Вьетнама (EVN) подписали соглашение о покупке электроэнергии с проектов генерации электроэнергии на основе импортного СПГ «Ненчать 3» и «Ненчать 4» в провинции Донгнай (Южный Вьетнам). Мощность каждого из блоков составляет 750 МВт. Это соглашение может стать важной основой для продвижения других проектов генерации на основе СПГ во Вьетнаме, поскольку это первое такое соглашение в стране. СПГ на эти блоки будет поставляться с терминала «Тхи Вай». На данный момент совокупная установленная мощность газовых электростанций во Вьетнаме составляет 7,2 ГВт. Согласно принятому в 2023 году VIII плану развития электроэнергетической отрасли, к 2035 году объем установленных мощностей газовой генерации увеличится до 40,3 ГВт, из которых более 20 ГВт будут ориентированы на импорт СПГ.

При этом журнал «Энергетика Вьетнама» 18 сентября опубликовал расчеты своих экспертов, согласно которым СПГ, который PetroVietnam Gas поставляет генерирующим предприятиям на юге Вьетнама, обходится им на 20–50% дороже, чем природный газ, добытый в стране. В 2024 году себестоимость СПГ с учетом хранения на терминале, регазификации и доставки до конечного потребителя составляла 12–14 долл./млн бте (430–500 долл./тыс. куб. м), в то время как себестоимость газа внутренней добычи с месторождений Меконгского и Южно-Коншонского бассейнов составляет 9–10 долл./млн бте (320–360 долл./тыс. куб. м).

В 2023 году потребление газа во Вьетнаме составило 7,2 млрд куб. м. До недавнего времени собственная добыча газа полностью удовлетворяла потребности страны. Однако по мере истощения запасов действующих месторождений и нехватки новых проектов объемы внутренней добычи постепенно сокращаются. В то же время стабильный экономический рост Вьетнама способствует увеличению спроса на электроэнергию. Чтобы удовлетворить спрос и обеспечить его рост в будущем, власти активизировали работу по освоению новых месторождений и импорту СПГ. В 2023 году Вьетнам импортировал свою первую партию СПГ и в ближайшее время планирует запустить второй терминал для его импорта.

Относительно высокая себестоимость СПГ создает сложности для вьетнамских генерирующих предприятий при реализации электроэнергии. Долгое время у них не было возможности сбывать электроэнергию по ценам, превышающим тарифы, установленные государством. Это ограничивало возможность использования СПГ и создавало препятствия для реализации новых проектов газовой генерации. Однако в мае 2024 года власти Вьетнама утвердили преференциальный тариф для газовых электростанций, работающих на СПГ, который позволяет безубыточно сбывать электроэнергию при себестоимости СПГ на уровне 13 долл./млн бте (464 долл./тыс. куб. м).

В начале октября 2024 года появилась информация, что японский конгломерат Sumitomo планирует строительство газовой электростанции «Ванфонг 2» в прибрежной провинции Кханьхоа (центральная часть Вьетнама). Газовый блок будет работать на импортируемом СПГ, его мощность составит 3000 МВт. Общая стоимость проекта составит около 4 млрд долл. Сейчас Sumitomo выступает оператором угольной станции «Ванфонг 1» мощностью 1432 МВт. Проект «Ванфонг 2» не входит в число газовых электростанций, включенных в утвержденный правительством Вьетнама план развития генерации.

24 сентября агентство Platts со ссылкой на презентацию EVN сообщило, что Вьетнам и в 2025 году продолжит испытывать дефицит газа в генерации из-за снижения добычи на 2,7–4,2 млн куб. м/сутки (1–1,5 млрд куб. м в год). При этом трудности при строительстве регазификационных терминалов не позволят в полном объеме заместить нехватку собственного газа импортом СПГ. Общая мощность газовых блоков на юге и юго-востоке Вьетнама 7,2 ГВт, они потребляют 24–26,6 млн куб. м газа в сутки. Сейчас из-за истощения месторождений этот спрос удовлетворяется менее чем наполовину. Пока в стране введен в эксплуатацию только один СПГ-терминал «Тхивай» мощностью 1 млн т СПГ в год. Его целевой потребитель – блоки 3 и 4 станции – пока недостроены, поэтому через терминал возможен импорт СПГ и для нужд других газовых станций. Также завершено строительство терминала «Каймеп» компании «Хайлинь» мощностью 3 млн т/год. Третий блок электростанции «Ненчать», первой во Вьетнаме, работающей исключительно на импортированном СПГ, будет введен в коммерческую эксплуатацию в апреле 2025 года. Начало коммерческой эксплуатации четвертого блока станции запланировано на июль 2025 года. Общая мощность двух блоков составляет 1,5 ГВт.

Сингапур

В октябре 2024 года министр промышленности и торговли Сингапура Янь Цзинъюнь рассказал о планах ввести в строй второй терминал СПГ, чтобы обеспечить растущий спрос на природный газ со стороны генерирующих компаний страны. Речь идет о плавучей регазификационной установке пропускной способностью 5 млн т СПГ в год, которую планируется арендовать у японской Mitsui O.S.K. Lines.

Природный газ играет ключевую роль в энергетическом секторе Сингапура – в 2023 году 96% всей вырабатываемой в стране электроэнергии производилось на газовых электростанциях. Спрос на газ составлял 13 млрд куб. м, из них 6,8 млрд приходилось на импортированный СПГ, а 6,2 – на трубопроводный газ из Индонезии и Малайзии. Поставки СПГ в Сингапур ведутся через терминал «Сингапур СПГ» пропускной способностью 11 млн т/год. После ввода в эксплуатацию второго терминала совокупная пропускная способность терминалов Сингапура возрастет почти на 50%. В настоящее время правом поставок СПГ в Сингапур обладают 4 компании – две местные энергетические госкомпании Pavilion Energy и Sembcorp, а также Shell и ExxonMobil. Основные объемы СПГ в страну поставляют компании Pavilion Energy и Shell. Sembcorp также отвечает за импорт трубопроводного газа.

Филиппины

В 2024 году добыча природного газа на крупнейшем на Филиппинах месторождении Малампайя составила около 2,1 млрд куб. м, а к 2030 году снизится более чем на 50% – до 0,9 млрд куб. м. По оценкам BMI, спрос на газ там может возрасти с 2,8 млрд куб. м до 12,6 млрд куб. м к 2033 году. С 2023 года Филиппины импортируют СПГ по спотовым контрактам.

Около 20% всей электроэнергии на Филиппинах производится на газовых электростанциях. Основа поставок газа на местный рынок – добыча на Малампайе. В связи с постепенным истощением запасов на месторождении Филиппины начали импорт небольших объемов СПГ. В апреле 2023 года Филиппины импортировали свою первую партию СПГ при помощи ПРГУ в городе Батангас, которая находится под управлением сингапурской компании AG&P. В Министерстве энергетики ожидают, что к 2026 году на Филиппинах может быть введено в эксплуатацию еще 5 терминалов по импорту СПГ совокупным объемом 21,7 млн т/год (около 30 млрд куб. м). Из них на завершающей стадии строительства находятся терминал «Пагбилао» филиппинской компании Energy World пропускной способностью 3 млн т/год и терминал в г. Батангас филиппинской генерирующей компании First Gen и японской Tokyo Gas пропускной способностью 5,26 млн т/год. В 2023 году Министерство энергетики Филиппин приняло «План развития газовой отрасли до 2040 года». Согласно базовому сценарию «Плана», к 2040 году первичное потребление энергоресурсов на Филиппинах вырастет почти втрое, до 155,6 млн т н.э., при этом доля природного газа в энергобалансе увеличится с 5,8% в 2020 году до 17% в 2040 году, или с 3,8 до 30,8 млрд куб. м, а в секторе генерации – возрастет с 20 до 40%.

Камбоджа

В октябре 2024 года в Камбодже началось строительство первой в стране газовой электростанции. Для снабжения электростанции газом Камбоджа планирует начать импорт СПГ. Электростанция расположена в юго-западной провинции Кахконг и имеет мощность 900 МВт, что соответствует почти 20% всех действующих в настоящее время в стране генерирующих мощностей. Строительство ведет Royal Group, которая планирует инвестировать 1,3 млрд долл. После ввода в эксплуатацию электростанция будет ежегодно производить до 6 млрд кВт-ч электроэнергии, что соответствует почти четверти всего энергопотребления страны в настоящее время. Электроэнергию планируется продавать госкомпании Electricite du Cambodge (EDC) в рамках 30-летнего контракта.

Объем первичного потребления энергии в Камбодже составляет 9 млн т н.э., в основном используются нефть и биомасса, природный газ практически не используется. Для генерации 6 млрд кВт-ч электроэнергии может потребоваться около 800 тыс. т СПГ в год, которые Камбоджа должна будет закупать за рубежом.

Индия

В ноябре 2024 года появилась информация о том, что индийская компания GAIL заключила контракт с эмиратской ADNOC на поставку до 0,52 млн т (6 партий) СПГ в год начиная с 2026 года в течение 10 лет. Газ будет поставляться с завода «Дас Айленд». Это первый долгосрочный контракт индийских компаний на закупку СПГ в ОАЭ.

Аналитическое агентство Rystad Energy опубликовало 24 октября 2024 года прогноз роста потребления газа в Индии. По мнению аналитиков, оно увеличится вдвое к 2040 году: с 65 млрд куб. м в 2023 году до 113,7 млрд куб. м благодаря росту населения, экономическому развитию и переходу страны к более «зеленым» энергоносителям. В настоящее время на газ приходится всего около 2% энергобаланса страны. В краткосрочной перспективе потребление газа будет поддерживаться растущей внутренней добычей, однако она не сможет покрыть весь будущий спрос, что обуславливает постепенный рост импорта газа. При этом Rystad Energy выделяет ряд проблем, которые могут помешать развитию сектора: так, например, индийские покупатели часто требуют большей гибкости и лучших цен в контрактах, что не раз приводило к отмене почти согласованных сделок. Кроме того, медленное развитие инфраструктуры и ее концентрация в конкретных регионах наряду с бюрократическими препятствиями также могут ограничить рост сектора.

В свою очередь, американский Институт экономики и финансового анализа энергетики в июле 2024 года опубликовал доклад о возможности Индии достичь поставленной цели – увеличить долю природного газа в энергобалансе до 15%, или довести потребление до 500 млн куб. м в сутки, что потребует роста на 170% от текущего уровня – 185 млн куб. м/сутки. В докладе отмечается, что для выполнения цели необходимо увеличить внутреннюю добычу газа, но на пути этого стоят технологические сложности и необходимость увеличения инвестиций, так как перспективные месторождения относятся к глубоководным или имеют аномально высокое пластовое давление и температуру. Поэтому собственная добыча газа в Индии, вероятно, достигнет пика 113 млн куб. м/сутки в 2026 году и снизится до 90 млн куб. м/сутки к 2030 году, что даже ниже текущего уровня в 99,5 млн куб. м/сутки. Соответственно основная роль в увеличении потребления газа отводится импортным поставкам. К 2030 году приемные мощности регазификационных терминалов должны составить 240 млн куб. м/сутки, на 40% выше текущего уровня. Власти Индии также планируют значительные инвестиции в газораспределительные сети для увеличения потребления: число КПГ-заправок должно быть увеличено с 6861 до 17,5 тыс., а количество подключений к газовым сетям – с 13 млн до 120 млн абонентов.

Китай

24 июня 2024 года Оксфордский институт энергетических исследований (ОИЭИ) опубликовал доклад о влиянии «энергетического перехода» на потребление газа в различных регионах мира в период до 2050 года. В докладе прогнозируется, что в ближайшие 10 лет Китай и страны АСЕАН продемонстрируют наибольший рост спроса на природный газ среди всех макрорегионов Азии. В дальнейшем рост спроса на газ будет зависеть от того, насколько активно будет вестись политика по снижению парниковых и загрязняющих выбросов в атмосферу. 

Базовый сценарий, который рассчитан на основе уже объявленных мер по снижению вредных выбросов и достижению углеродной нейтральности, предусматривает, что к 2030, 2040, 2050 годам спрос на природный газ в Китае составит 541, 564 и 523 млрд куб. м соответственно. В странах АСЕАН спрос на газ прогнозируется на уровне 220, 240 и 234 млрд куб. м соответственно. При этом специалисты Института считают, что Китай продолжит успешно развивать внутреннюю добычу и к 2040 году сможет выйти на «полку» добычи в 330–340 млрд куб. м/год, в то время как в странах АСЕАН ожидается снижение добычи со 190 млрд куб. м/год в настоящее время до 110 млрд куб. м/год к 2050 году. 

Что касается импортных поставок газа в Китай, то специалисты Института ожидают, что в долгосрочной перспективе трубопроводные поставки из России по «Силе Сибири – 2» частично вытеснят поставки СПГ. Так, к 2030 году поставки СПГ в Китай ожидаются на уровне 143 млрд куб. м, а к 2040 и 2050 годам они могут снизиться до 88 и 41 млрд куб. м соответственно. Трубопроводные поставки в Китай к 2030, 2040 и 2050 годам могут вырасти до 105, 143 и 143 млрд куб. м соответственно. В странах АСЕАН из-за ожидаемого снижения добычи новый спрос на газ и часть выпадающих объемов собственной добычи будут обеспечены за счет импорта СПГ, который к 2030, 2040 и 2050 годам может составить 105, 141 и 136 млрд куб. м соответственно.

В 2023 году потребление природного газа в Китае составило 394,5 млрд куб. м, добыча газа – 229,7 млрд куб. м, импорт газа – 166,2 млрд куб. м. Таким образом, исходя из прогнозных показателей ОИЭИ, к 2040 году потребление природного газа в Китае может увеличиться на 170 млрд куб. м, добыча газа – на 100 млрд куб. м, импорт газа – на 70 млрд куб. м., причем практически исключительно за счет роста трубопроводных поставок. Базовый сценарий ОИЭИ наиболее пессимистичный с точки зрения перспектив роста спроса на газ в Китае. Он на 40–45 млрд куб. м ниже, чем долгосрочные прогнозы НИИ при Китайской национальной нефтегазовой корпорации (КННК) и Sinopec, которые к 2040 году ожидают спрос на уровне 605–610 млрд куб. м. В китайской консалтинговой компании SIA Energy ожидают, что к 2040 году спрос на газ в стране будет составлять почти 670 млрд куб. м. В АСЕАН Бруней, Индонезия, Малайзия, Мьянма и Таиланд являются крупными газодобывающими странами и все, кроме Таиланда, экспортируют газ в основном в виде СПГ. Резкое снижение объемов внутренней добычи после 2030 года может означать, что большинство этих стран перестанут экспортировать газ, а глобальный рынок СПГ к 2040 году может недосчитаться 50 млн т СПГ (69 млрд куб. м).

В ноябре 2024 года заместитель директора Института экономики и технологий КННК У Моуюань представил на XIII Китайском международном конгрессе по вопросам торговли нефтью и газом доклад о текущей ситуации на газовом рынке КНР и новых тенденциях в его развитии. Согласно докладу, по итогам 2024 года спрос на газ в Китае ожидается на уровне 422 млрд куб. м. В настоящее время и в долгосрочной перспективе основными драйверами роста спроса на газ являются промышленный, транспортный и электроэнергетический секторы. Так, мощности газовой генерации на пике могут достигнуть 400 ГВт. В результате к 2035 году спрос на природный газ может вырасти до 620 млрд куб. м, к 2040 году – 650 млрд куб. м, после чего останется на этом уровне или снизится, но незначительно.

Данный прогноз по развитию спроса на газ в Китае отличается от предыдущих прогнозов Института. Краткосрочный прогноз спроса на газ на 2024 год пересмотрен в сторону повышения с 416 млрд куб. м в начале года до 422 млрд куб. м. Что касается долгосрочного прогноза, то ранее на протяжении нескольких лет эксперты Института его понижали – сначала с 650 до 615 млрд куб. м к 2040 году, а потом до 605 млрд куб. м. Теперь же он вновь повышен до 650 млрд куб. м. Изменение в ожиданиях китайских экспертов может быть связано с новой позицией китайских властей по отношению к роли природного газа в энергобалансе страны – власти рассматривают газовую генерацию в качестве важного инструмента снижения рисков нестабильности энергосистемы страны в результате роста доли ВИЭ. По данным SIA Energy, в первом полугодии 2024 года в Китае введено в эксплуатацию 7,5 ГВт новых мощностей газовой генерации. Совокупная мощность газовых ТЭС в Китае достигла 133 ГВт. Что касается транспортного сектора, то, по оценкам китайской консалтинговой компании Zhuo Chuang information, в первом полугодии 2024 года в Китае продано почти 110 тыс. грузовых автомобилей на СПГ – более чем в два раза больше, чем в аналогичный период прошлого года, а спрос на СПГ в транспортной сфере может увеличиться с 15,2 млн т (21 млрд куб. м) в 2023 году до 27 млн т (37,4 млрд куб. м) в 2026 году.

В октябре потребление газа в Китае выросло на 10,9% по сравнению с аналогичным месяцем 2023 года и составило 35,34 млрд куб. м. В январе–октябре 2024 года потребление газа в КНР достигло 353,72 млрд куб. м, +9,9% г/г.

В октябре Китай импортировал 14,52 млрд куб. м газа, на 20,7% больше, чем за аналогичный период прошлого года; в том числе импорт по трубопроводам составил 5,5 млрд куб. м (+10,3% г/г), в виде СПГ – 9,02 млрд куб. м (6,55 млн т, +28%). Всего в январе–октябре 2024 года Китай импортировал 150,93 млрд куб. м газа (+13,6%), в том числе по трубопроводам – 63,36 млрд куб. м (+14,2%), в виде СПГ – 87,57 млрд куб. м (+13,2%).

При этом Китай испытывает трудности с коммерчески выгодными для разработки запасами газа. В частности, 22 октября 2024 года Министерство природных ресурсов КНР опубликовало ежегодный доклад «Минеральные ресурсы Китая», согласно которому в 2023 году китайские компании добились существенных успехов при проведении поисково-разведочных работ (ПРР) в газоносных бассейнах на территории Синьцзян-Уйгурского автономного района, в частности, в Таримском и Джунгарском бассейнах, и в провинции Сычуань. В сфере сланцевого газа велись поисково-разведочные работы на территории городского округа Чунцин и провинции Хубэй. Продолжались ПРР в морских акваториях, в том числе в сфере газогидратов. Инвестиции в поисково-разведочные работы на нефть и газ составили почти 94 млрд юаней (13,5 млрд долл.), увеличившись за год на 13,8%. По итогам 2023 года остаточные технически извлекаемые запасы природного газа в Китае составили 6742 млрд куб. м – на 173 млрд куб. м больше, чем по итогам 2022 года.

В Китае запасы природного газа делятся на несколько категорий, в том числе «геологические запасы», «технически извлекаемые запасы» и «запасы, добыча которых экономически рентабельна». Последние несколько лет публикуются данные по «технически извлекаемым запасам». В докладе по итогам 2022 года технически извлекаемые запасы традиционного природного газа указаны на уровне 6569 млрд куб. м, при этом также приводились данные по технически извлекаемым запасам сланцевого газа (560,5 млрд куб. м) и метана угольных пластов (365,9 млрд куб. м). В 2024 году данные по запасам сланцевого газа и МУП не были опубликованы. Данные по объему запасов, разработка которых экономически рентабельна, в последний раз в Китае официально публиковались в 2018 году, когда министерство оценивало их на уровне 3 900 млрд куб. м. Китайские компании регулярно отчитываются об обнаружении новых значительных запасов природного газа, однако китайские отраслевые эксперты отмечают, что экономическая целесообразность освоения таких запасов зачастую является сомнительной, в том числе по причине постепенного роста глубины залегания продуктивного пласта и других технических сложностей.