|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Почему россия рискует упустить китайский рынок природного газа добыча и потребление природного газа в кнр . Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Сценарии выбросов Рассматривая сценарии изменения выбросов парниковых газов в России и наш потенциал в торговле квотами, необходимо учитывать, что все это определяется не только перспективой экономического развития страны, но в значительной степени реально существующим на данный момент потенциалом эффективного использования энергии. Сейчас начинают прослеживаться новые тенденции спроса на топливно-энергетические ресурсы. По данным Международного энергетического агентства (МЭА) за последующие 20 лет цены на ресурсы возрастут на 20%, а спрос увеличится на 50%. Последние оценки, выполненные в Институте энергетической стратегии (ИЭС) уже с учетом влияния принятых в Киото решений и событий 1998 года, дают обратную картину: к 2020 году цены возрастут на 50% (во многом за счет экологической ренты), а спрос только на 20%. Во Втором Национальном Сообщении Российской Федерации, подготовленном в начале 1998 года, были представлены три сценария суммарной эквивалентной эмиссии парниковых газов – базовый, вероятный и оптимистический, каждый из которых предполагал средний рост ВВП на 4-4,4% в период до 2010 г. Отличие состояло в темпах изменения энергоемкости. В соответствии с базовым сценарием, предусматривающим среднее снижение энергоемкости на 0,5% в год. Вероятный сценарий подразумевал снижение энергоемкости ВНП на 1,6%, а оптимистический на 2% ежегодно. Такой докризисный “вероятный” сценарий развития экономики России предполагал стабилизацию промышленного производства в 1998-1999 годах, восстановление уровня жизни населения 1990 года в 2004-2005 гг. и валового внутреннего продукта страны в 2010 г. В настоящее время данный сценарий логичнее перевести в категорию “оптимистический”, см. Рисунок 3. Кризис, охвативший экономику Российской Федерации, оказался самым глубоким среди всех экономических потрясений 1997-1998 гг., включая Юго-Восточную Азию. Национальная валюта в течение месяца стала “легче” в три раза. Все это вызывает необходимость корректировки прогнозов эмиссий парниковых газов энергетическим сектором России. Недавно разработанный послекризисный вероятный сценарий предполагает стабилизацию экономической ситуации в России в конце 1999 - начале 2000 г. за счет восстановления работоспособности банковской системы, частичной расшивки кризиса неплатежей, стабилизации курса рубля и снижения инфляции до 1-2% в месяц (в 1999 г.), а также сведения к приемлемому уровню дефицита бюджета. Предполагается, что в конце 1999 - начале 2000 г. удастся стабилизировать производство, после чего начнется период восстановления экономики с ростом ВВП. Поскольку энергетика дает доминирующий вклад в выбросы парниковых газов в России (см. Предисловие), потенциал и перспективы участия страны в международных проектах будут во многом определяться потенциалом снижения выбросов углекислого газа и метана в энергетическом секторе. Имеется в виду в первую очередь увеличение доли газа в энергобалансе страны и повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов Более широкое использование природного газа В ближайшей перспективе переход с одних видов топлива, с высоким содержанием углерода (уголь), к другим, с низким (газ, биомасса), является одним из наиболее реальных механизмов снижения эмиссий. Благоприятные экологические характеристики природного газа (пониженное выделение СО2, отсутствие окислов серы) становятся одним из важнейшим фактором преимущественного развития газовой промышленности России. Основное направление использования газа в России – генерирование электроэнергии и тепла. В общем балансе котельно-печного топлива потребление газа на энергетические нужды составляло в 1985 г. – 56,9%, в 1990 г. – 59,6%, а за последние годы выросло до 63%. Другими крупными потребителями выступают черная и цветная металлургия, химическая промышленность, производство строительных материалов, машиностроение и коммунально-бытовой сектор, см. таблицу 3. Таблица 3. Удельный вес газа в топливно-энергетическом балансе Российской Федерации (в процентах) 1980 1985 1990 1995 Удельный вес природного газа в производстве первичных энергоресурсов 20,7 31,7 40,0 50,3 Удельный вес природного газа во внутреннем потреблении энергоресурсов 25,0 34,6 41,3 50,4 В перспективе до 2010 г. рост потребности в газе в России ожидается главным образом для производства электроэнергии и тепла. Здесь в основном природный газ пойдет на замещение мазута и энергетического угля. Потребность в газе должна увеличиться главным образом на электростанциях, где по оценкам, приведенным в Энергетической стратегии России, ожидается увеличение потребности в газе со 191 млрд. м3 в 1990 г. до 252-257 млрд. м3 в 2010 г. Значительное увеличение потребности в газе предполагается также в коммунально-бытовом секторе и в сельском хозяйстве. Важное место в перспективе должно занять использование газа в качестве моторного топлива. Газовое моторное топливо перестанет быть заменителем жидких топлив и превратится в полноправного конкурента, имеющего прекрасные перспективы для завоевания рынка, особенно в крупных городах. С учетом использования газа в качестве моторного топлива и увеличением расхода газа на собственные нужды потребность газа на транспорте (куда включены собственные нужды газопроводов) возрастет с 59 млрд. м3 до 65 млрд. м3. Таким образом, к 2010 г. увеличение доли газа произойдет не только в связи с прогнозируемым ростом промышленного производства, но также в связи с замещением других менее экологически приемлемых видов топлива. Федеральная программа энергосбережения на 1998-2005 гг. Общая величина потенциала энергосбережения в России в целом (определяемая как возможное снижение использования энергии с помощью экономически обоснованных мер по сохранению энергии) оценивается в 460-540 Mт.у.т. (то есть годовое использование топлива может быть снижено на, примерно, 500 Mт.у.т.; оценка основывается на “Энергетической стратегии России”). Эти оценки в целом верны и сейчас. Меньшая оценка означает использование только отечественных технологий, большая отражает широкое использование лучших мировых технологий. Около трети этого потенциала (150-180 Mт.у.т.) связано с топливно-энергетическим комплексом, треть с промышленностью, в том числе 7-8% дает металлургия, 4-5% производство строительных материалов. Жилищно - коммунальное хозяйство может дать экономию примерно 100 Mт.у.т. (20%), сельское хозяйство 30 Mт.у.т. и транспорт 45-50 Mт.у.т. Практическую реализацию потенциала предполагается осуществлять, прежде всего, через Федеральную целевую программу энергосбережения на 1998 - 2005 годы. Очевидно, что она будет одним из главных элементов “инфраструктуры” всей будущей деятельности. Программа была разработана Министерством топлива и энергетики (с участием Министерства экономики и других ведомств) и утверждена постановлением Правительства в январе 1998 года. Климатические проблемы, конечно, не являются главной целью Программы. Главные цели - это сбережение энергии, трансформация и модернизация энергетики на базе новых технологий, создание рыночных механизмов, включая их экономические, финансовые и правовые аспекты. Дополнительной и очень важной социально-экономической целью является решение проблемы субсидий и связанное с этим урегулирование тарифов. Реализация Программы предусмотрена в два этапа: 1998-2000 гг. и 2001-2005 гг. На первом этапе будет в основном завершено оснащение потребителей приборами и системами учета, расхода и регулирования энергоресурсов, а также энергосберегающим оборудованием. На этот период намечена инвестиционная программа по расширению использования энергосберегающих технологий, производству энергоэффективных материалов, оборудования и конструкций. Будет создан финансово-экономический механизм и нормативно-правовая база энергосбережения на федеральном и региональном уровнях. На втором этапе предусматривается масштабное осуществление энергосбережения в различных отраслях экономики, формирование развитого энергетического рынка и реализация технологических разработок первого этапа Программы. Основные параметры Программы представлены в таблице 4. Таблица 4. Показатели федеральной программы “Энергосбережение России (1998-2005)” 1998-2005 I этап 1998-2000 II этап 2001-2005 в 2005 году Энергосбережение, М т.у.т. 365-435* 53-69 312-366 88-102 Снижение энергоемкости ВВП относительно 1995 г. 13.4% Затраты на реализацию Программы, млрд. долл. 9,22** 2,5 6,72 Стоимость сбереженных энергоресурсов (в ценах 1995 г.) млрд . долл. 24,3 - 28,0 Экономическая эффективность Программы 2,6-3,0*** Снижение выбросов СО2, МтСО2**** 700-900 100-150 600-750 150-200 * Здесь и далее показаны два значения, соответствующие различным вариантам осуществления Программы. ** Пересчитано по курсу на начало 1998 года (6 рублей = 1 долл. США). *** Отношение стоимости сбереженных энергоресурсов к затратам на реализацию Программы. **** Детальные оценки снижения выбросов в Программе отсутствуют. Рассчитано на основании структуры потребления топлива и следующих соотношений: 1 т.у.т. природного газа = 1.6 т снижения выброса CO2, 1 т.у.т. мазута = 2.25 тCO2, 1 т.у.т. угля = 2.8 т CO2. Программа охватывает все виды энергосбережения. Общий бюджет достигает 9 млрд. долл. США, включая 7,8 млрд. долл. капитальных инвестиций и более 1 млрд. на исследовательские и проектно - конструкторские работы. Однако только 3% расходов покрываются из федерального бюджета, 20% дают региональные бюджеты и региональные фонды энергосбережения. Главным источником средств являются коммерческие кредиты (30%), собственные средства предприятий энергетики и прочие рыночные инструменты. Общее энергосбережение выражается в экономии до 430 Mт.у.т. топлива за 8 лет (1998-2005 гг.). Оборачиваемость средств очень быстрая - 1,5-2 года. Дополнительный важный результат - это решение проблемы субсидий и снижение некоторых тарифов на газ и энергию на 8-13%. Программа включает в себя пять подпрограмм: Энергосбережение в топливно-энергетическом комплексе (электростанции, системы газо и энергоснабжения и т.п.) - 2,8 млрд. долл. Энергосбережение в жилищно-коммунальном хозяйстве - 2,8 млрд. долл. Энергосбережение в энергоемких отраслях промышленности - 1,5 млрд. долл. Энергосберегающая техника и оборудование - 1,1 млрд. долл. Приборы учета и регулирования расхода энергоресурсов - 1 млрд. долл. На первом этапе (1998-2000 гг.) именно 5-ая подпрограмма - широкое внедрение приборов учета и регулирования расхода энергоресурсов, ожидается как наиболее выигрышная. Существует и дополнительный экологический эффект - снижение загрязнения воздуха и расходования воды, потенциальный предотвращенный ущерб оценивается в 6 млрд. долл. Конечно, необходимо отметить, что утвержденная Программа энергосбережения не носит догматического характера – с течением времени и с изменением экономической и политической ситуаций программа будет претерпевать изменения. Так, в упомянутом выше, в предисловии, Планом действий Министерства топлива и энергетики планируется до апреля 1999 г. произвести ее корректировку с учетом предусмотренных Киотским протоколом механизмов гибкости. Приведенные выше данные говорят об общем потенциале российского предложения квот - это от 1 до 2 млрд. т СО2 эквивалента за 5 лет (2008 - 2012 гг.), а возможно и более. Имеется и немало оценок возможного спроса со стороны развитых стран, анализа ценовых балансов и т.п. В частности, в 1997 - 1998 гг. было выполнено исследование Бюро экономического анализа “Исследование российской национальной стратегии снижения выбросов парниковых газов”, поддержанное Мировым Банком, где говорится о цифрах порядка 1,5 - 3 млрд. т СО2 эквивалента за 5 лет. По нашему мнению уточнение этих цифр сейчас не является самой актуальной задачей. Очевидно, что объемы могут быть очень большими, а общая сумма сделок по всему миру может иметь порядок нескольких миллиардов долларов США. Представляется гораздо более важным быстрее определиться с порядком, объемами и сроками первых шагов - с так называемой ранней деятельностью.
Г.Д. Бессарабов – ведущий научный сотрудник отдела проблем Азии и АТР Российского института стратегических исследований А.Д. Собянин – заместитель главного редактора аналитического журнала Профи Добыча и потребление природного газа в КНР Статистические данные о запасах природного газа в КНР не публикуются. Основываясь на данных статистических служб западных компаний, можно утверждать, что разведанные запасы не превышают 1% мировых и на конец 1999 года были равны 1,6 трлн. м.куб; [26], извлекаемые запасы – 1,0 трлн. м.куб;. Характерно, что отношение запасов и добычи газа (R/P ratio) равно 62,1, т.е. при стабильной добыче их должно хватить на 62 года. Разведанные запасы газа на шельфе морей, окружающих Китай, оцениваются в 350 млрд. м.куб;, из них наибольшие (100 млрд. м.куб;) сосредоточены в месторождении Ячэн в Южно-Китайском море [19]. Первым крупным газовым месторождением Китая была группа месторождений Сычуань (открыта в 1955) с разведанными запасами на тот период в 500 млрд. м.куб;: Вэйюань, Цзылюцзин, Янькаоши, Наши, Чжишуй, Шилунся, Шиюкоу, Наньтун, Наньчи. Все большие перспективы имеют газовые месторождения западной части КНР (СУАР), где сосредоточено 34% запасов газа КНР, в том числе месторождения Тарим, Джунгария, Ордос. По китайским данным [22], разведанные запасы месторождений Таримского бассейна составляют 400-500 млрд. м.куб;, газовые пласты находятся на глубине 3,5-3,9 км. Основные месторождения северной части Тарима: Куча, Кэла-2, Яхэ, Цзилакэ, Инмайли, Юйдун-Фэнтакэ, Кумгер, Косампток. В Джунгарии и Турфан-Хами в 1997 году добыто 2 млрд. м.куб; газа. По оценкам специалистов, на всех месторождениях СУАР в 2000 году будет добыто 3 млрд м.куб; газа, в то же время в 2002 году добычу здесь планируется довести уже до 20 млрд. м.куб;. Таблица 1 Запасы газа в отдельных месторождениях КНР, трлн м.куб; Тарим 8,389 Сычуань 7,357 Ордос 4,179 Джунгария 1,228 Залив Бохай (шельф) 2,118 Восточно-Китайское море (шельф) 2,450 Южно-Китайское море (дельта р. Чжуцзян) 1,298 Ингэхай (шельф Южно-Китайского моря) 2,239 Добыча природного газа в КНР растет, но менее динамично, чем добыча нефти. Таблица 2 Добыча природного газа в Китае по годам (млрд. м.куб;) 1970 1,7 1975 8,9 1980 13,7 1981 14,0 1985 12,9 1956 13,8 1987 13,7 1989 14,0 1990 14,2-15,2 1991 14,9 1992 15,1 1993 16,2 1994 16,6 1995 17,4 1996 19,9-22,0 1997 22,2 1998 20,4-22,0*/ 2000 29,0 (прогноз) 2005 30,0-45,0 (прогноз) 2010 65,0-70,0 (прогноз) */Из них компания CNPC добывает 14,8 млрд. м.куб, компания Sinopec - 2,4 млрд. м.куб;. Источники: [1, 10, 18, 19, 21, 26]. Что касается сжиженного природного газа (СПГ), то его производство к 2005 году по плану достигнет 3 млн. т, а к 2010 году – 8-10 млн. т. Газовая промышленность Китая находится в зачаточном состоянии. В настоящее время природный газ в балансе потребления энергии в стране составляет примерно 2%. Потребление природного газа в Китае в 1998 году составило всего 19,3 млрд. м.куб;, в Гонконге - 2,6 млрд. м.куб; [18]. На душу населения в год здесь приходится всего 17 м.куб; газа [33], что в разы меньше, чем в развитых странах. Именно на счет низкой степени газификации нужно отнести то, что Китай пока полностью удовлетворяет свои потребности в природном газе. Однако предполагается, что спрос на него будет расти ежегодно на 9-10% и к 2010 году вырастет с сегодняшних 22 млрд. м.куб; в год как минимум до 60 млрд. м.куб; [31]. В это время Китай уже будет претендовать на роль крупного и перспективного импортера газа. Некоторые аналитики прогнозируют еще более быстрый рост потребления газа в КНР (см. табл. 3). Таблица 3 Дефицит потребления газа в КНР по годам (млрд м.куб;, прогноз) 2000 2005 2010 Спрос 44-55 70-90 110-150 Дефицит 16-26 25-45 40-80 [19]. Однако газификация Китая все еще носит точечный характер – газ используется в основном в районе месторождений и в крупных городах. Общая газопроводная сеть не создана; имеются только газопроводы, соединяющие наиболее крупные месторождения и промышленные районы: Синьян-Сиань, Синин-Ланьчжоу, Ланьчжоу-Сиань, Карамай-Цайнань (294 км), провинция Шэньси-Пекин. До 2010 года в Китае запланировано построить 7 тыс. км новых газопроводов. Уже начаты ветки Ордос-Пекин (860 км), Ячэн-Гонконг. В целом газопроводная сеть, создание которой планируется завершить к 2020 году, будет способна пропускать 150 млрд. м.куб; природного газа ежегодно. В 2000 году правительство КНР одобрило план строительства самого большого газопровода в стране, так называемого Западного газового коридора [22] протяженностью 4200 км с окончанием строительства в 2007 году. Пропускная способность его планируется в 12-20 млрд. м.куб; в год, ориентировочная стоимость проекта – 12-13 млрд. долларов (все цифры не окончательные). Западный газовый коридор начинается на месторождении Луньнань, пройдет из Тарима и Джунгарии через 8 провинций Китая: Ганьсу, Нинся-Хуэйский автономный округ, Шэньси, Шаньси, Хэнань, Аньхуэй и Цзянсу в Шанхай, что позволит газифицировать этот район страны [40]. Проект курирует Китайская нефтегазовая объединенная компания, в нем примут участие компании BP Amoco и Royal Dutch Shell. Компании Добыча природного газа в Китае вертикально интегрирована и жестко регулируется государством. Главное место в газовой индустрии страны занимает Китайская национальная нефтяная корпорация (China National Petroleum Co., CNPC), с подразделением PetroChina Ltd, на долю которой приходится 68% добычи газа. Остальное делят между собой Китайская национальная морская нефтяная корпорация (China National offshore Oil Corp., CNOOC) и Китайская нефтехимическая корпорация (China Petrochemical Corp., Sinopec). В Китае работает также ряд иностранных компаний. Фактически главным стратегическим партнером китайского государства в лице CNPC является BP Amoco, которой принадлежит 2,2% акций дочки CNPC – PetroChina. Весной 2000 года BP Amoco перехватила у российского «Газпрома» проект сооружения газовой инфраструктуры Китая, включая транспортные газопроводы, заводы по переработке и терминалы для сжиженного газа в наиболее промышленно развитых районах КНР – Шанхае и дельте Янцзы. Также BP Amoco будет поставлять туда местный и импортируемый газ. Видимо, именно эта компания будет впредь играть ключевую роль в развитии энергетического сектора Китая в целом. Компания Enron (США) подписала договор о намерениях с Petrochina о сооружении газопровода длиной 765 км из провинции Сычуань в города Ухань и Шанхай. Начало работ в 2000 году, окончание – в 2007 году. Образована совместная компания Enron Oil & Gas China Ltd (EOGC), где Petrochina принадлежит 55% акций. Компания также намерена осваивать новое месторождение газа Гуанжун в Сычуани. На морском шельфе КНР, в основном в Южно-Китайском море, газа добывается примерно 4 млрд м.куб; в год [19]. В добыче на шельфе принимают участие американские компании Santa Fe, Chevron, Atlantic Richfield Co. Иностранные компании Caltex China, Chevron, Shantou Ocean Enterprises осуществляют ряд проектов сооружения терминалов по хранению СПГ в провинциях Гуандун и Хайнань. Кроме того, итальянская ENI подписала с PetroChina соглашение о разделе продукции на ряде месторождений в центре страны и ведет разведочные работы на шельфе Южно-Китайского моря и в районе Таримской впадины. Китай проявляет интерес к международному проекту трубопровода Тегеран-Токио длиной 7 тыс. км и стоимостью 34 млрд долларов, обнародованному недавно [30]. В АТР выдвинуто уже несколько проектов создания сети газопроводов в рамках так называемого «энергетического сообщества» по линии международных организаций: Тихоокеанского экономического совета (ТЭС), АСЕАН, АТЭС. Речь идет о соединении Японии, Южной Кореи и других стран АТР сетью газопроводов, чтобы связать их в единый энергетический узел, поскольку энергетические ресурсы стран ограничены. Единый газопровод, соединяющий все страны АСЕАН, мог бы достичь 8 тыс. км длины, при стоимости 20-30 млрд. долларов. Подобные проекты представляются не столь утопическими, поскольку все восточно-азиатские страны АТР к 2010 году станут нетто-импортерами нефти и газа. Основной проблемой в данном случае является подбор наиболее надежных стран-поставщиков. Российские проекты Перспективы российско-китайского сотрудничества в области экспорта газа традиционно оцениваются как радужные. Например, СЭИ СО РАН в 2000 году была выполнена системная оценка перспектив развития российской газовой промышленности, предусматривающая на этапе 1 (2000-2010), кроме прочего, постройку газопроводов из Иркутской области в Китай и Корею. Предполагалось, что уже в 2010 году объемы экспорта российского газа в Северо-Восточную Азию составят 30 млрд. м.куб; [37]. Однако, на наш взгляд, для подобного оптимизма нет особенных оснований. Оценка базируется на том, что Китай становится крупным импортером нефти и газа. Если до сих пор нефть шла в основном из региона Ближнего и Среднего Востока, то при нарастании зависимости от импорта энергоносителей Китай не может позволить себе одностороннюю зависимость от политических рисков в высшей степени беспокойного региона Персидского залива. Китай безусловно озабочен диверсификацией основных источников получения нефти и газа. Этих потенциальных источников диверсификации три: Россия, страны Каспийского региона и шельф Южно-Китайского моря. Если следовать логике новосибирцев, то Китай по крайней мере половину будущего дефицита будет покрывать поставками из РФ. Однако пока что реальную активность КНР демонстрирует совсем в другом регионе: на активно формирующемся нефтегазовом рынке государств Южно-Китайского моря (авторы планируют рассмотреть перспективы развития нефтегазового рынка этого государств региона и значение его для китайской экономики в отдельной статье). Потенциал газовых запасов шельфа Южно-Китайского моря сопоставим с районом Северного моря в Европе, а значительная часть потенциальных запасов нефти здесь может перейти в разряд доказанных уже в ближайшие годы. При оценке казахстанских и российских перспектив на рынке газа Китая нужно учесть также, что поставки из Малайзии, Индонезии и других сопредельных государств на сегодняший момент более привлекательны для Китая со стратегической точки зрения. Именно здесь идут процессы возникновения единого рынка, именно сюда направится основная китайская экспансия, и во время подготовки российских предложений необходимо это понимать. Пока что самым известным и наиболее разработанным из возможных российско-китайских газовых проектов является проект газопровода из Ковыктинского газоконденсатного месторождения в Иркутской области. В 1996 году во время визита президента Б. Ельцина в КНР было объявлено о совместном интересе к данному проекту, а во время визита в 1997 году подписан меморандум о подготовке ТЭО. Тогда предполагалось, что к проекту в дальнейшем присоединятся Япония и Южная Корея. Проект предусматривал поставки не менее 20 млрд. м.куб; природного газа ежегодно в течение 30 лет, из них 10 млрд. предполагалось потреблять в Китае, остальное предназначалось для Республики Корея и Японии, где цена сжиженного газа составит, по прогнозам, 225-240 долларов за 1000 кубометров, что относительно дорого. Составление ТЭО должно было обойтись в 50 млн. долларов, а окончательный вариант его должен был быть готов в 2001 году. Общая стоимость проекта газопровода оценивается в 3 млрд. долларов. Поставки газа могли бы начаться уже в 2006 году, в случае определения в 2001 году окончательного маршрута. Однако с самого начала проект столкнулся с рядом трудностей. Прежде всего, утвержденные и принятые на государственный баланс запасы природного газа месторождения составляют 870 млрд м.куб; газа и 60 млн. т конденсата (1999). Перспективные запасы - 1,29 трлн. м.куб; газа (геологи допускают в месторождении 2-2,5 трлн. м.куб;) и 100 млн. т конденсата. Глубина залегания продуктивных запасов 2800-3000 м. Согласно ТЭО, Россия должна подтвердить наличие не менее 1,4-1,5 трлн. м.куб; (по западным данным, уже подтверждено наличие 1 трлн. м.куб; запасов газа). Недропользователем Ковыктинского месторождения является компания “РУСИА Петролеум” (РП); она была учреждена в 1992 году и получила лицензию на поиск, разведку и добычу газа на Ковыктинском месторождении до 2018 года. В качестве учредителей выступили “Варьеганнефтегаз” и Ангарский нефтехимический комбинат. В 1994 году оба учредителя вошли в состав компании “Сиданко”, которая и подписала с Китайской национальной нефтяной корпорацией (CNPC) протокол о намерениях по поводу прокладки газопровода. В 1997 году BP Amoco, приглашенная провести экспертизу проекта, убедившись в его перспективности, приобрела 10%-ный пакет акций «Сиданко» и 45%-ный пакет РП – проект газопровода из Ковыкты отлично укладывался в «китайскую» стратегию самой BP Amoco. После многочисленных изменений в составе акционеров РП и тяжб за дочерние подразделения “Сиданко” сегодня BP Amoco владеет 30,84%, а ее основной конкурент – Тюменская нефтяная компания (ТНК) – 6% РП и лицензией на геологическое изучение Кандинского и Южно-Усть-Кутского блоков месторождения. ТНК надеется довести свою долю в РП до 10% [33]. Это вносит дополнительную путаницу в определение перспектив проекта, тем более, что без запасов двух газоносных блоков, лицензия на которые принадлежала до недавнего времени ТНК, невозможно было “набрать” необходимые для гарантированных поставок 1,4-1,5 трлн м.куб; газа. Однако в марте 2001 года ТНК объединила свои лицензии с основными, в результате чего сможет увеличить свой пакет в РП до 19,6%. Существуют также определенные разногласия и между BP Amoco и государственными акционерами РП, в частности, АО «Иркутскэнерго» (12,88%) и фондом имущества Иркутской области (13,97%). В данный момент именно BP Amoco ведет и оплачивает доразведку проекта и готовит ТЭО. Однако никаких реальных документов с китайской стороной пока не подписано. Существует только генеральное соглашение по разработке ТЭО строительства трубопровода, подписанное еще в 1998 году, однако это не значит, что КНР признала Ковыктинский проект предпочтительным для поставок газа. Одновременно рассматривается несколько других проектов, в том числе предложения “Газпрома” о поставках газа из Западной Сибири, казахстанский и туркменский варианты, а также возможность получать газ с острова Сахалин. На пути к осуществлению Ковыктинского проекта стоит сразу несколько препятствий: уже упоминавшаяся незавершенная доразведка; не определившийся окончательно состав главных акционеров (так, “Роснефть” сообщила о намерении продать 8,5% из принадлежащего ей пакета, в результате чего может усилиться ТНК) [33]; слишком низкая цена газа на рынке КНР, названная китайской стороной в качестве предварительной; неопределенный налоговый режим (законопроект о переводе Ковыктинского месторождения на условия СРП пока принят Госдумой только в первом чтении); разногласия по поводу маршрута транспортировки газа. Согласно проекту российской стороны, трасса газопровода протяженностью 3,4 тыс. км начинается от Ковыктинского месторождения на Иркутск, далее вдоль железной дороги Улан-Удэ – Улан-Батор по территории Монголии, затем к Пекину и к порту Жичжао на Желтом море. Отсюда по дну моря газопровод должен протянуться до южнокорейского порта Сампхо. Из Сампхо в сжиженном виде газ танкерами будет поставляться в Японию, а также, возможно, на Тайвань. Как и в случае с сибирской нефтью, существует проект газопровода из Улан-Удэ в Харбин, минуя Монголию. Следует отметить, что согласия по поводу маршрута нет даже среди российских акционеров РП. Несмотря на все эти сложности, видимо, дело все же сдвинется в ближайшее время с мертвой точки, поскольку, как сообщает журнал Эксперт , во время поездки В. Путина в Сеул в начале марта 2001 года была достигнута договоренность о строительстве газопровода, связывающего Корейский полуостров с Ковыктинским месторождением. Строительство, как предполагается, будут вести крупнейшие газовые компании Южной Кореи и Китая. Кроме “РУСИА Петролеум” и BP Amoco, о своем намерении поставлять газ на китайский рынок в свое время заявлял и «Газпром». По некоторым данным, велись переговоры об участии «Газпрома» в Ковыктинском проекте, однако газовый гигант не устроила предложенная доля в 20-30% [33]. Сейчас в стадии согласования находится аналогичный по объемам, но более дорогой “газпромовский” проект газопровода Ямал-Китай, который при благоприятных обстоятельствах мог бы войти в строй уже в 2005 году и давать 25-35 млрд м.куб; газа ежегодно в течение 30 лет (ориентировочная стоимость проекта 16 млрд долларов). В настоящее время подписано генеральное соглашение о возможных поставках газа по магистральному газопроводу диаметром 1420 и 1200 мм из ямальских Ново-Уренгойского и Восточно-Уренгойского месторождений в КНР. Для этого “Газпромом” инициировано создание консорциума. Слабое место газопровода Ямал-Китай – его протяженность (5 тыс. км). Маршрут также еще не определен, но в случае, если газопровод пройдет через Республику Алтай в СУАР, он мог бы быть подключен к упомянутому выше Западному газовому коридору. В “Газпроме” и CNPC обсуждается, кроме того, проект газопровода с базового Чаяндинского месторождения (Якутск) до Благовещенска, далее на Харбин и порт Далянь. Работы по составлению ТЭО проекта проводит компания “Саханефтегаз” (Якутия). Тем не менее, не совсем ясно, откуда “Газпром” в случае благоприятного развития переговоров намерен брать декларируемые объемы поставок (от 30 до 150 млрд. м.куб; ежегодно). Так, 15 марта 2001 года им были обнародованы весьма неутешительные предварительные итоги за 2000 год, свидетельствовавшие о спаде добычи на 5% по сравнению с 1999 годом. Такая тенденция существует последние несколько лет, и на это есть объективные причины – месторождения, вступившие в период спада добычи, сейчас составляют 78% всех месторождений природного газа России. Учитывая, что высокая инерционность газовой отрасли требует опережения инвестирования на 5-7 лет от сроков ввода новых месторождений [38], а 1993-1995 годы были не лучшими для инвестиций, спад продолжится еще в течение, как минимум, нескольких лет. Однако при этом падение добычи целиком пришлось на внутренний рынок: экспорт газа в 2000 году был наибольшим в истории и составил 129 млрд. м.куб; [39]. В определенной степени «Газпром» использует падение добычи для того, чтобы не выполнять своих обязательств на внутреннем рынке, где правительство сдерживает цены на газ. Следовательно, в любой момент можно ожидать нового витка борьбы между правительством и «Газпромом» с целью заставить последнего все же выполнять обязательства по внутренним поставкам, а это вряд ли придаст КНР энтузиазма в переговорах с газовым монополистом. Ошибки и недоразумения В последние несколько лет в прессе и даже научных статьях преобладали оптимистичные и нередко утопичные оценки перспектив экспорта нефти и газа из России в Китай: - на базе российских месторождений нефти и газа предполагалось создать собственный своеобразный российско-китайский центр интеграции, свободный от колебания цен на мировом рынке; - высказывались предположения о возможности создания Восточно-Азиатского рынка энергоносителей на базе российского газа в качестве первого звена единого Евроазиатского газового рынка, стержнем которого могла бы стать система будущих трансконтинентальных российских и китайских газопроводов; - некоторые авторы даже писали о необходимости создания единого Евроазиатского энергетического рынка, основой которого могли бы стать российский, туркменский и иранский газ и арабская нефть. Разумеется, не стоит даже обсуждать не менее безосновательные антикитайские высказывания о том, что “растущая экономика КНР будет высасывать, словно пылесос, нефть и газ из России”, что “энергопроводы – это потенциальный рычаг давления на Пекин”, а также разного рода рассуждения вроде того, не сможет ли в будущем Китай присоединиться к блокаде России, перекрыв трубу в АТР. При этом реальные примеры сотрудничества России и Китая в области нефти и газа весьма скромные. К ним, кроме упомянутых проектов и планируемого ЮКОСом нефтепровода из Ангарска, относятся ряд соглашений по обмену технологиями (например, между “Татнефтью” и Дацином), планы “Газпрома” по переводу некоторых автотранспортных компаний КНР на российский сжатый газ, договоренность о создании совместного Комитета по сотрудничеству в разработке месторождений в открытых для иностранных инвесторов нефтегазовых районах Синьцзян-Уйгурского автономного района (СУАР) и конкретные договоренности по поставкам в небольших количествах российской нефти и нефтепродуктов по железной дороге. В дополнение к тем, в значительной степени общим для всего нефтегазового комплекса России проблемам, которые мы выделили в предыдущей статье (Г.Д. Бессарабов, А.Д. Собянин. Нефть Китая и перспективы России//Транскаспийский проект), можно добавить следующие, ярко проявляющие в работе российских газовых компаний: 1. Непонимание сущности партнеров по переговорам Разговоры об опасности китайской экономической экспансии для сибирских и дальневосточных регионов России основываются, прежде всего, на том, что Китай – самый динамично развивающийся рынок региона, который в ближайшем будущем войдет в число 2-3 самых крупных экономических игроков мира. Опасность является виртуальной по одной простой причине: Китая в России нет. В России присутствует исключительно мелкий китайский бизнес, который нужно отличать от собственно китайского государства. С последним Россия пока что имеет деловых контактов мало, да китайское государство Россией особенно и не интересуется. Следует помнить, что в Китае традиция государственной службы и бюрократии существует уже несколько тысяч лет. Это порождает особенности ведения бизнеса и переговоров, о которых мы поговорим ниже. Главная же проблема российских компаний – в том, что они, во-первых, не желают признать, что в Китае необходимо иметь дело с государством, во-вторых, ошибочно полагают (те немногие, кто все же это признает), что государственный бюрократизм в Китае похож на государственный бюрократизм в России, и все проблемы можно так же легко решить парой взяток и «нужными людьми» в высших госструктурах. 2. Несогласованность позиций внутри российских компаний, компаний между собой и компаний с государством. В свое время именно из-за несогласованности позиций правительства и российских производителей Россия проиграла тендер на поставку оборудования для крупнейшего гидротехнического сооружения в мире – строящейся в Китае ГЭС «Санься», хотя на первых порах именно российские машиностроители рассматривались в качестве предпочтительных для поставок гидротурбин. Несогласованность позиций не менее губительна для нефтяного и газового комплексов. В переговорах с китайской стороной российским предприятиям приходится иметь дело прежде всего и главным образом не с предпринимателями, а с чиновниками, для которых главная задача – минимизировать любой риск и снять с себя, насколько возможно, ответственность. Поэтому, стоит проявиться любого рода несогласию в недрах самой российской стороны (борьба между акционерами; несогласованность позиций компании и российского государства; даже естественная для капиталистического общества конкурентная борьба между компаниями), китайская сторона немедленно занимает выжидательную позицию и не принимает НИКАКОГО решения. В данном случае российским предприятиям следовало бы воспользоваться опытом западных компаний, давно и успешно работающих в Китае: за счет длительных и сколь угодно бурных обсуждений в своей стране выработать единую позицию и затем, уже на переговорах в Китае, выступать только единым фронтом, придерживаясь заранее согласованной точки зрения и в определенной степени раздела сфер влияния (видов деятельности и конкретных проектов). 3. Поспешность. Китай – государство не только бюрократическое, но и плановое. Поэтому в нем ничего не делается быстро. Любые предприятия, связанные с нефтегазовым комплексом, развиваются медленно (несколько лет переговоров, 2-3 года – инженерные изыскания, 2-3 года – строительство), а в Китае все эти сроки дополнительно увеличиваются. Соответственно, удлиняется время принятия решений, и следует отказаться от попыток достичь договоренностей за несколько месяцев. 4. Работа «наскоками». Из предыдущего вытекает еще одна характерная для российских компаний ошибка – стремление работать в Китае в западном стиле, с короткими командировками и заранее расписанными графиками встреч. Для успешной работы в Китае необходимо иметь, во-первых, «длинную» стратегию, рассчитанную на десяток лет вперед, во-вторых, постоянные представительства во всех ключевых точках. Для нефтяной или газовой компании вести бизнес в Китае и при этом не иметь постоянных представительств в Ланьчжоу, Чунцине, Дацине и Харбине практически невозможно. Для достижения успеха сотрудники компании на местах должны “отслеживать” всё, вплоть до изменений в настроении чиновника, от которого зависит продвижение проекта. Приезжать в Пекин только для утверждения документов - значит повторять многочисленные потери миллиардных китайских заказов, подобные ушедшим на Запад поставкам оборудования для атомной и гидроэлектроэнергетики или вытеснению «Газпрома» с позиции перспективного партнера в сфере газификации Китая. Не случайно из всех компаний нефтегазового сектора России лучше всего дела идут у «РУСИА Петролеум», основной акционер которой – BP Amoco, имеющая большой успешный опыт работы в КНР. Чтобы вести бизнес в Китае, недостаточно превосходно знать бизнес. Нужно превосходно знать Китай. ЛИТЕРАТУРА: 1. BP Amoco Statistical Review of World Energy. 1994. 2. Energy in Japan. 1989, #5. 3. Oil and gas journal. 1987, December. 4. OPEC Petroleum (general review). 1997-1998. . OPEC Petroleum. 1993, #2. 6. Petroleum Economist (review). 1997-1999. 7. Petroleum Economist. 1995, # 9. 8. Там же. 1996, № 1. 9. Там же. 1996, № 2. 10. Там же. 1997, № 2. 11. Russian Petroleum Investor. 2000, March. 12. Там же. 2000, May. 13. Там же. 2000, October. 14. State Petroleum and Chemical Administration (China). 1999. 15. Wood Mackenzie Statistical Review. 16. US Energy Information Administration. 1994, June. 17. БИКИ. 1997, 22 мая. 18. Там же. 1999, 9 ноября. 19. Там же. 1999, 20 ноября. 20. Там же. 1999, 23 декабря. 21. ИВД РАН, экспресс-информация. 1996, № 5. 22. Жэньминь Жибао. 2000, 29 февраля. 23. Международная жизнь. 1999, № 10. 24. Нефтегазовая вертикаль. 1999, № 2-3. 25. Там же. 2000, № 2. 26. Нефть России. 2000, № 2. 27. Пульс планеты. 1997, 28 декабря. 28. Российская газета. 1998, 9 января. 29. Эксперт. 2000, № 13. 30. Китай в XXI веке. Тезисы докладов // ИДВ РАН. М., 2000. 31. Нефтегазовая вертикаль. 2000, № 11. 32. Эксперт, 2000, № 45. 3. Нефтегазовая вертикаль. 2000, № 7-8. 34. Независимая газета, 27.02.2001. 35. Финансово-экономический вестник нефтяной и газовой промышленности. 2000, № 4. 36. Нефтегазовая вертикаль. 2000, № 12. 37. Известия РАН. Энергетика. 2000, № 6. 38. Известия РАН. Энергетика. 2000, № 1. 39. Коммерсантъ, 16.03.2001. 40. Транскаспийский проект, 22.02.2001. Вывоз мусора снег. Вывоз мусора Москва ленинградский проспект. Газ по 50 долларов стал для нас. Financial times. Тепловой и газовый комфорт с учетом индивидуальных особенностей человека. Жилищная реформа. Постановление губернатора челябинской области. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
