Газовая революция в Китае

Gas revolution in China

V. BOGOYAVLENSKY, P. BARINOV, I. BOGOYAVLENSKY, K. YAKUBSON, Oil and gas research institute Russian academy of sciences (OGRI RAS)

Правительство Китая, экономика которого стремится к лидирующей позиции в мире, проводит комплекс мер, направленных на создание избыточного предложения природного газа на внутреннем рынке. С этой целью в Китае приняты государственные программы стимуляции роста предложения природного газа. Одним из результатов является стремительный рост собственной добычи сланцевого газа в КНР, высокие темпы производства синтетического газа и добычи метана из угольных пластов. В разы увеличиваются объемы импортных поставок трубопроводного и сжиженного газа из более чем двадцати стран. Последствием такой политики станет острая конкуренция поставщиков. В статье выполнен прогноз уровней спроса и предложения на газовом рынке Китая в 2020 г., когда планируется начать экспорт газа по новому трубопроводу из России.

The government of China, whose economy is committed to a leading position in the world, carries out a complex of measures aimed at the creation of oversupply of natural gas on the domestic market. With that purpose in China adopted the state program of stimulation of growth of natural gas supply. One result is the rapid growth of shale production in China, the high pace of production of synthetic gas and extraction of methane from coal beds. Significantly increase the volume of imports of pipeline gas and LNG from more than twenty countries. The consequence of such a policy will be a sharp competition among suppliers. The article presents the forecast levels of supply and demand in the gas market of China in 2020, when it plans to start exporting gas via new pipeline from Russia.

Тенденции в газовой отрасли Китая

Длительное время добыча газа в Китае полностью обеспечивала небольшие внутренние потребности (до 25 – 60 млрд м3) (рис. 1). С 2000 г. Китай более чем в пять раз увеличил добычу газа, но потребление росло еще быстрее и в 2007 г. оно обогнало добычу (рис.1). При этом разрыв увеличивается нарастающим темпом и в Китае возникла потребность компенсировать нехватку газа, влияющую на его стоимость. По данным «BP Energy Outlook 2016» (далее – BP), в 2010 г. разрыв достиг 11,5, а в 2015 г. – 59,3 млрд м3 (потребление – 197,3, а добыча – 137,96 млрд м3). Правительство Китая решило задействовать все возможные внутренние и внешние источники природного газа, чтобы избежать дефицита, а также обеспечить соб­ственную энергетическую безопасность и максимальную ценовую конкуренцию экспортеров газа. Такими источниками в планах правительства КНР являются: импорт по трубопроводам из Центральной Азии, России и Мьянмы, импорт сжиженного природного газа (СПГ) через морские терминалы (рис. 2), соб­ственная добыча природного газа из традиционных коллекторов, добыча метана из угольных пластов (МУП) и производство синтетического газа из угля, а также добыча сланцевого газа (СГ). Основные государственные стратегические планы по изменению внутреннего газового баланса Китая должны быть полностью реализованы к 2030 – 2035 гг.
К 2019 – 2020 гг. приурочено начало по­ставок газа ПАО «Газпром» по трубопроводу из России «Сила Сибири» в объеме до 38 млрд м3 (нарастающими в первые годы объемами от 10 до 38 млрд м3) в течение 30 лет, всего более 1 трлн м3 по контракту с Китайской национальной нефтяной корпорацией CNPC (China National Petroleum Corp.), подписанному в мае 2014 г. на сумму 400 млрд долл. [1]. Стоимость строительства российского участка трубопровода «Сила Сибири» протяженностью около 4 тыс. км, финансируемого российской стороной, по разным данным составляет 55 – 70 млрд долл. Проект расположения трубопровода предусматривает прохождение через города Благовещенск и Хабаровск, что обеспечивает выход газа во Владивосток, где планируется строительство завода СПГ (рис. 2 – желтый треугольник) и газификация ряда отечественных населенных пунктов. Строительство газопровода началось в сентябре 2014 г., проложено более 200 км. Кроме того, прорабатывается дополнительный проект «Сила Сибири-2» («Алтай») с возможными поставками до 30 млрд м3 газа из Западной Сибири (с потенциалом увеличения до 100 млрд м3).
В предыдущие годы разница между потреблением и добычей газа в КНР покрывалась импортным газом, доставляемым по трубопроводам и через терминалы СПГ.

Правительство Китая решило задействовать все возможные внутренние и внешние источники природного газа, чтобы избежать дефицита, а также обеспечить собственную энергетическую безопасность и максимальную ценовую конкуренцию экспортеров газа.

Начиная с 14 декабря 2009 г. Китай импортирует газ по трубопроводам из Туркменистана по Трансазиатскому газопроводу «Туркменистан–Узбекистан–Казахстан–Китай» протяженностью около 7 тыс. км и пропускной способностью – 40 млрд м3 в год [2], а с 2013 г. – из Мьянмы (12 млрд м3 в год). Поставки туркменского газа в 2014 и 2015 гг. составили около 26 и 28 млрд м3. В настоящее время в плановых поставках учтена доля Казахстана – 10 млрд м3 в год, однако после завершения строительства новой линии газо­провода Туркменистан будет поставлять в 2020 г. 65 млрд м3 в год [3], что близко к уровню экспорта в Россию в недавнем прошлом. Поставки из Казахстана могут быть расширены до 15 млрд м3 в год [4]. В июне 2010 г. было подписано межправительственное соглашение о ежегодных поставках в Китай 10 млрд м3 газа из Узбекистана [5], имеющего значительные запасы. Помимо этого в Китай начнет экспортировать газ работающее в Узбекистане ПАО «ЛУКОЙЛ», подписавшее в 2010 г. контракт с CNPC. ПАО «ЛУКОЙЛ» реализует в Узбекистане два газовых проекта с плановым уровнем добычи газа 12 млрд м3 к 2018 г. и с перспективой увеличения до 19 млрд м3 в год.

Стоимость строительства российского участка трубопровода «Сила Сибири» протяженностью около 4 тыс. км, финансируемого российской стороной, составляет 55 – 70 млрд долл.

CNPC активно ищет для приобретения новые неф­тегазовые активы: в 2012 г. CNPC выкупила треть доли в соглашении о разделе продукции (СРП) в разработке таджикского месторождения «Бохар», а в 2013 г. – 8,33 % акций гигантского нефтегазового месторождения Кашаган (запасы газа более 1 трлн м3) на шельфе Северного Каспия в Казахстане.
В 2014 г. Китай закупал СПГ в 17 странах в общем объеме 19,9 млн т (27,5 млрд м3 природного газа), при этом основные поставщики реализовали 14,13 млн т (86 %) газа: Катар – 33,9 %, Австралия – 19,1 %, Малайзия – 15 %, Индонезия – 12,8 % и Йемен – 5,2 % [6]. Поставки российского СПГ с завода компании Sakhalin Energy (проект «Сахалин-2»), размещенного в районе поселка Пригородное (рис. 2 – красный треугольник), составили всего 0,65 % закупок СПГ Китая (или 1,2 % долю из производства 10,9 млн т в 2015 г. на российском заводе). Такие символические закупки из России, как и из ряда других стран, служат, видимо, для поддер­жания символических торговых связей и обострения конкуренции. Закупки СПГ в 2014 г. составили 53,9 % общего импорта газа Китая. К 2020 г. импорт СПГ по уже заключенным контрактам составит 50 – 55 млрд м3 в год (включая 6,6 млрд м3 по проекту «Ямал СПГ»), при том, что принимающие мощности терминалов СПГ смогут обеспечить после 2018 г. прием 95 млрд м3 газа в год [7]. На рис. 2 красными точками показаны 11 дей­ствующих терминалов, а также строящиеся и проектируемые терминалы Китая (зеленый и желтый цвета).

В 2014 г. Китай закупал СПГ в 17 странах в общем объеме 19,9 млн т (27,5 млрд м3 природного газа).

Ввоз СПГ в Китай активно увеличивается, чему способствует впечатляющее снижение его цены. Базовым маркером цен на СПГ в Азиатско-Тихоокеанским регионе является Japan Spot LNG. Отметим, что основные взлеты цен на СПГ связаны с сейсмическими событиями (землетрясениями) и цунами (рис. 3). Наиболее сильный региональный дефицит газа обусловлен катастрофическими последствиями разрушительных Великого восточно-японского землетрясения (магнитуда около 9, эпицентр в акватории Тихого океана в 70 км от побережья острова Хонсю) и цунами, произошедших 11 марта 2011 г. и приведших к катастрофе атомной электростанции (АЭС) «Фукусима-1». Атомные реакторы других АЭС были остановлены для проверки. Это привело к небывалому росту цен на СПГ и другие энергоносители. В 2012 г. в Японию прибыло 1533 газовоза, что составляет 38,5 % от общемирового числа рейсов газовозов (3982), а совместно с Южной Кореей эта доля составила 52,8 % [8]. Благодаря сланцевой революции цена газа на рынке США стала в 4 – 6 раз меньше чем в Азии. Цены на СПГ Japan Spot LNG, достигнув максимума в 2012 г. на уровне 18,11 долл. за МБТЕ (миллион британских тепловых единиц), или около 650 долл./тыс. м3 (рис. 3), начали медленно снижаться до 15,5 долл. в конце 2014 г., а с начала 2015 г. стали резко падать (особенно в марте – мае) до 6 долл/МБТЕ (214 долл./тыс. м3) к августу 2016 г. по ценам контрактов (contract-based price), и до 4,5 долл/МБТЕ (161 долл/тыс. м3) по цене свободного предложения по прибытию (arrival-based price) [9]. Это снижение в значительной степени обусловлено конкуренцией среди поставщиков СПГ и решением властей Японии о вводе в работу большей части остановленных АЭС.
Очевидно, что происходящий рост экспорта СПГ из США приведет к дополнительному снижению мировых цен на газ. 23 августа 2016 г. в порт Яньтянь на юге Китая прибыл первый танкер Maran Gas Apollonia компании Shell с СПГ из экспортного терминала Sabine Pass США, построенного в Мексиканском заливе. Поставки СПГ из США на рынки Китая, Японии и Южной Кореи стали дешевле и быстрее после расширения Панамского канала. Так, стоимость транспортировки по этому маршруту снизилась с 1,4 до 1,02 за МБТЕ (с 50 до 36 долл/тыс. м3). Сокращение транспортных расходов может придать дополнительный импульс снижению цен на СПГ. Спот-цена на газ в Henry Hub в США уже снижалась ниже 2 долл. за МБТЕ (71,6 долл/тыс. м3). Если учесть расходы на транспорт, то расхождение между ценами в США и в Японии составит почти 100 %. Это очень привлекательный стимул для компаний США ускорить строительство заводов СПГ, пока расхождение цен дает сверхприбыль. Строительство новых экспортных терминалов в США вблизи месторождений сможет обеспечить цену отгрузки до сжижения ниже 1,5 долл. за МБТЕ, в частности в Мэриленде у крупнейшего в мире сланцевого месторождения «Марселлус». Составит ли этот газ конкуренцию поставкам ОАО «Ямал СПГ», акционерами которого являются CNPC (20 %) и Фонд Шелкового пути (9,9 %) с общей долей производства СПГ 6,6 млрд м3 (4,8 млн т)? 29 июня 2016 г. ОАО «Ямал СПГ» сообщило о получении первого транша в размере 0,45 млрд евро в рамках кредитных договоров, подписанных 29 апреля 2016 г. с Банком развития Китая и Экспортно-импортным банком Китая. Финансирование от китайских банков составит 18,4 млрд долл., из которых уже инвестировано более 4,6 млрд долл. [11].
Правительство Китая поставило цель к 2020 г. увеличить добычу из традиционных залежей до 184 млрд м3 [12]. При этом вся добыча в 2015 г. составила около 138 млрд м3 (рис. 1).
В 2012 г. Национальное энергетическое агентство Китая прогнозировало рост годовой добычи СГ к 2020 г. до 60 – 100 млрд м3 [12]. В 2014 г. прогноз был снижен до уровня 30 млрд м3, однако приведенные ниже данные о приросте добычи в 2015 – 2016 гг. говорят о большей вероятности реализации оптимистичного сценария. Ситуация меняется стремительно: благодаря либерализации рынка СГ в Китае, в частности прав собственности на СГ и отказа от государ­ственного регулирования цен на него, в 2016 г. к разработке сланцевых месторождений приступили иностранные компании, включая BP. Согласно данным BP, к 2035 г. доля СГ составит четверть от общей добычи газа в мире, при этом его основная часть будет добываться именно в Китае [13].

Закупки СПГ в 2014 г. составили 53,9 % общего импорта газа Китая.

Компания Chevron начала добычу СГ на месторождении Qiannan на основании СРП и реализует проект по переработке газа Chuandongbei Gas Project объемом 12 млрд м3 в год в бассейне Sichuan (Сычуань), для чего построен газоперерабатывающий завод (рис. 4) [14]. Компании Halliburton Co. и Petrotech договорились об оказании совместных сервисных услуг по бурению и гидроразрыву пласта (ГРП) для освоения гигантского бассейна СГ Tarim, второго по ресурсам после бассейна Сычуань [15].
Планируемый прирост добычи МУП, вероятно, обеспечит в 2020 г. около 40 млрд м3 газа при нынешних около 18 млрд м3 [12, 16]. Для стимулирования добычи МУП и СГ в Китае были установлены субсидии в 2009 и 2013 гг., соответственно, в 32 и 64 доллара за одну тыс. м3 [17]. C марта 2016 г. по 2020 г. субсидии для добывающих угольный метан компаний были дополнительно повышены на 50 % [18]. Первый коммерческий трубопровод для транспорта МУП начал работать в 2009 г., соединив бассейн Qinshui с национальным магистральным газопроводом «Запад–Восток». Помимо него уже несколько МУП-газопроводов было построено в провинции Shanxi на севере КНР и еще несколько строятся. В Китае используют множество сжижающих МУП газовых станций и автогазовозов для его транспорта к центрам потребления.

Очевидно, что происходящий рост экспорта СПГ из США приведет к дополнительному снижению мировых цен на газ.

Производство синтетического газа из угля CTG (coal-to-gas) или SNG (synthetic natural gas) пока еще является новым направлением в отрасли: в 2014 г. было произведено чуть больше 2 млрд м3 на двух предприятиях: Datang Group в северной части провинции Внутренняя Монголия и Kingho Energy Group на северо-западе провинции Xinjiang. Их совокупная производительность не превышает 3 млрд м3 в год. Три других проекта находятся в стадии строительства, включая Sinopec Zhundong, крупнейший в Китае CTG-проект стоимостью 11,3 млрд долл. и производительностью 8 млрд м3/год, расположенный в Xinjiang [19]. Он будет завершен в 2017 г. и соединен с трубопроводом для поставки газа на восток Китая с пропускной способностью в 30 млрд м3/год. Еще 15 проектов согласовано для строительства. Общая производительность всех предприятий составит более 80 млрд м3 в год [12]. К 2020 г. производство синтетического газа из угля может составить по плану около 50 млрд м3 в год [20], чему способствует снижение мировых цен на уголь.
Китайское правительство уделяет приоритетное внимание добыче СГ, которая должна обеспечить наибольший прирост собственных поставок на рынок газа Китая и снизить зависимость от импорта. Одна из особенно­стей основных газоносных бассейнов Китая состоит в том, что традиционные залежи природного газа и сланцевые формации локализованы на одних территориях, и могут разрабатываться, используя общую промысловую и транспортную инфраструктуру, что будет влиять на снижение себестоимости добычи, а значит, стимулировать рост ее объемов. Благодаря опережающему развитию сланцевых месторождений внутренняя добыча Китая может превысить плановые показатели, для ее развития не требуется создавать инфраструктуру «с нуля». Темпы роста добычи СГ в Китае стремительно нарастают, опережая США. Ее отличительной особенностью является мощная и всесторонняя государственная поддержка. Она состоит из комплекса следующих мер:
– непосредственное денежное субсидирование – дотации на каждый добытый кубометр;
– импорт технологий мировых лидеров отрасли через совместные предприятия, созданные как в Китае, так и в США и Канаде;
– либерализация законодательства о собственно­сти на ресурсы;
– свободное ценообразование на нетрадиционный газ по сравнению с регулируемыми фиксированными тарифами на традиционный природный газ;
– государственное планирование и директивная разработка нетрадиционных залежей государственными добывающими компаниями;
– создание специализированных региональных лабораторий для научных исследований в области сланцевой добычи;
– доступ к разработке нетрадиционных ресурсов и к трубопроводам частных местных компаний;
– разработка и производство необходимого для добычи оборудования;
– импортное оборудование, которое не может быть произведено в Китае, освобождается от ввозных пошлин [21].
Предпосылками для роста добычи газа являются гигантские ресурсы в сланцевых толщах на территории Китая, а также развитие технологий для их разработки. В декабре 2011 г. Государственный совет одобрил ходатайство от Министерства земельных и природных ресурсов, с тем чтобы отделить соб­ственность на СГ от государственной. В марте 2012 г. принят план двенадцатой пятилетки, предусматривающий широкомаштабное промышленное освоение сланцевых ресурсов Китая. Задача ускорения развития отрасли СГ выделена отдельно в первом пункте в плане развития энергетики. Принят «План развития отрасли сланцевого газа», в котором определены 19 районов добычи [22].

Бассейны и ресурсы сланцевого газа в Китае

Строительство новых экспортных терминалов в США вблизи месторождений сможет обеспечить цену отгрузки до сжижения ниже 1,5 долл. за МБТЕ.

По поручению Управления энергетической информации США EIA (U.S. Energy Information Administration) консалтинговая компания ARI (Advanced Resources International) выполнила анализ перспектив и ресурсов сланцевых бассейнов многих стран мира, впервые обнародованный в 2011 г. и в дальнейшем дополненный в 2013 – 2015 гг. По результатам анализа 41 страны Китай занимает первое место в мире по ресурсам СГ [23]. При этом технически извлекаемых ресурсов в Китае обнаружено почти в два раза больше, чем в США, они составляют примерно 2/3 доказанных запасов традиционного природного газа России. Технически извлекаемые ресурсы СГ пяти лидирующих стран (в трлн м3) распределяются следующим образом: Китай – 31,6; Аргентина – 22,7; Алжир – 20; США – 17,6; Канада – 16,2. Извлекаемые ресурсы СГ России определены EIA/ARI в 8 трлн м3 (9-е место), по нашему мнению, значительно недооценены, так как ряд бассейнов не был исследован.
По данным EIA/ARI, проанализированная часть ресурсов СГ Китая сосредоточена в семи крупнейших бассейнах (рис. 2), оцениваемых в 28,1 трлн м3 технически извлекаемого газа при геологических ресурсах в 120,2 трлн м3, приведенных в табл. 1 [12]. В июне 2016 г. Министерство Земли и Ресурсов Китая обнародовало доклад о подсчетах ресурсов природного газа, составивших 90 трлн м3, из которых 55,6 % – извлекаемые [24, 25]. Там же оценены геологические ресурсы СГ в 122 трлн м3 (извлекаемые – 22 трлн м3, или 18 %) и МУП – 30 трлн м3 (извлекаемые – 12,5 трлн м3).
Крупнейший по ресурсам бассейн СГ (43,9 % от общих геологических и 44,5 % извлекаемых ресурсов) находится в провинции Сычуань на юго-востоке КНР. Южно-Китайский Сланцевый коридор, представленный бассейнами Сычуань (Sichuan), Янзцы (Yangtze) и Цзянхань (Jianghan), простирается на огромную территорию юго-востока Китая и содержит 68,3 % извлекаемых ресурсов СГ (табл. 1). Эта местность хорошо оснащена газопроводами, имеет большие объемы необходимых для ГРП водных ресурсов и расположена недалеко от основных городов и потенциальных центров потребления природного газа.
1. Бассейн Сычуань (Sichuan, рис. 2) в настоящее время производит около 15 млрд м3 газа в год (42 млн м3/сут) из традиционных и низкопроницаемых песчаников и карбонатов. Ресурсы этого газа сосредоточены, в основном, в триасовых структурно-стратиграфических ловушках, распределенных по всему бассейну. Здесь же были обнаружены залегающие глубже богатые органическими веществами (ОВ) палеозойские сланцы морского генезиса, являющиеся основной целью разработки СГ [12].

Правительство Китая поставило цель к 2020 г. увеличить добычу из традиционных залежей до 184 млрд м3. При этом вся добыча в 2015 г. составила около 138 млрд м3.

Наиболее богатые ОВ сланцы представлены силурскими, кембрийскими и пермскими формациями, из которых основной является черная кремнистая, насыщенная граптолитами силурская толща средней мощностью свыше 300 м с содержанием ОВ до 4 %. Второй по важности целью для сланцевой разработки Сычуаньского бассейна является сухой газ кембрийской формации, залегающей на глубине до 5 км и имеющей мощность 250 – 300 м. Ее черные сланцы являются очень ломкими, поскольку в них много кварца и других хрупких минералов (65 %) и мало глины (до 30 %), что благоприятно для ГРП. Сланцы кембрия и силура подобны североамериканским аналогам. В северо-восточной части бассейна обнаружены чрезвычайно высокие концентрации сероводорода (до 50 %) и углекислого газа (до 18 %).
2. Платформа Янцзы (Yangtze), по данным ARI, является регионально нефтегазоносным мегабассейном площадью около 1,6 млн км2 с двумя мощными (от 150 до 300 м) толщами газосодержащих сланцев морского происхождения нижнего кембрия и силура, залегающими на глубинах 3 – 5  км. Сланцы содержат 3 – 3,2 % ОВ и преимущественно сухой газ при барических условиях, близких к гидростатическим. В северной части платформы выделены три самостоятельных бассейна (Сычуань и два других, описанных ниже).
3. Бассейн Цзянхань (Jianghan) расположен на юго-востоке Китая в сланцевом поясе платформы Янцзы (рис. 2). Это район традиционной добычи нефти, выгодно расположенный относительно крупных городов. Цзянхань – рифтовый бассейн, его формирование относится к меловому и третичному периоду и связано с трансгрессией в результате столкновения с Индийским субконтинентом. Поэтому те же самые породы сланцевой толщи, что и в Сычуане, становятся грубо нарушенными, залегают глубже (4 – 5 км) и сложны для разработки.
4. Бассейн Субей (Subei) удачно расположен на побережье вблизи Шанхая. Кембрийские сланцы морского происхождения содержат около 2,1 % ОВ, имеют среднюю мощность 120 м и залегают на глубине 4 – 5 км [12]. Эти залежи отдаленно напоминают Марселлус в США, но в Субее они значительно сложнее структурно. Ордовикские и силлурийские формации имеют среднее содержание ОВ 1,1 %, толщину в 250 м и залегают на глубине около 3,5 км. Кремни­стые сланцы пермского происхождения залегают на глубине 1 – 2,5 км. Содержание ОВ в них неясно, предположительно до 2 %.

К 2020 г. производство синтетического газа из угля может составить по плану около 50 млрд м3 в год, чему способствует снижение мировых цен на уголь.

5. Бассейн Тарим (Tarim) (рис. 2) также имеет относительно большой потенциал для добычи сланцевого газа, но пока что там не производилось достаточного объема бурения из-за удаленности бассейна и глубокого залегания сланцев. Сланцевые толщи относятся к кембрию и ордовику, они представляют собой богатые карбонатами и граптолитами черные сланцы морского происхождения. В бассейне Тарим проводится добыча нефти горизонтальными скважинами, что создает основу инфраструктуры дальнейшей сланцевой добычи.
6. Бассейн Джунгар (Junggar) обладает экстремально мощными (в среднем – 300 м) толщами пермского возраста, богатыми ОВ (4 % в среднем и до 20 % в максимуме) и характеризуются повышенным давлением [12]. Триасовые пласты тоньше, но тоже представляются весьма перспективными для разработки. Структурная геология бассейна достаточно проста, в то время как термическая зрелость колеблется от нефти до тяжелого газа в пределах всей перспективной площади. В разработке залежей бассейна Джунгар основным риском является озерное, а не морское происхождение сланца, в связи с чем возникает технический вопрос о его разрываемости (frack-ability) при ГРП и коэффициент извлечения СГ оценивается наименьшей величиной – 9,8 % (табл. 1).

Согласно данным BP, к 2035 г. доля СГ составит четверть от общей добычи газа в мире, при этом его основная часть будет добываться в Китае.
Темпы роста добычи СГ в Китае стремительно нарастают, опережая США. Ее отличительной особенностью является мощная и всесторонняя государственная поддержка. Предпосылками для роста добычи газа являются гигантские ресурсы в сланцевых толщах на территории Китая, а также развитие технологий для их разработки.

7. Бассейн Сонляо (Songliao) является крупнейшим нефтедобывающим районом Китая. Кроме традиционных нефтяных месторождений в нем выявлены мощные нижне-меловые пласты сланца озерного происхождения, богатые глиной, но их преимущество заключается в очень высоком давлении, естественным образом растрескивающем породу [12]. Перспективные сланцы обнаружены в изолированных полуграбенах на глубине от 300 до 2500 м. Компания PetroChina (дочернее предприятие CNPC) уже объявила о начале добычи сланцевой нефти. Здесь проводится исследования потенциально гигантского сланцевого нефтяного месторождения Daqing.
8. Бассейн Ордос (Ordos), расположенный на севере Китая (провинция – Внутренняя Монголия), является крупнейшим по добыче газа, содержащегося в плотных коллекторах с низкими проницаемостью и пластовыми давлениями, для чего нередко делается ГРП. Корпорация CNPC в партнерстве с Total и Shell при освоении месторождений СГ успешно применяет самые современные передовые технологии бурения. В феврале 2015 г. в Ордосе получен первый приток СГ [26]. Бассейн Ордос имеет простую геологическую структуру, но пока не ясно, все ли недавно пробуренные тестовые скважины добывают газ из сланцевых пород или из смежных плотных песчаников. Верхнетриасовые сланцы Ордоса характерны очень высоким содержанием глины (40 – 60 %), в них обнаружено небольшое содержание ОВ.
Несколько других осадочных бассейнов Китая могут оказаться перспективными для добычи сланцевого газа, но их слабая геологическая изученность не позволила EIA/ARI пока сделать оценку величины геологических ресурсов. Например, нефтегазоносный бассейн Турпан (Turpan) содержит богатые органикой озерные сланцы пермского происхождения. Бассейн Цайдам (Qaidam) имеет в своих геологических структурах аргиллиты верхнего триаса с высоким содержанием ОВ, но эти породы залегают слишком глубоко.

Добыча сланцевого газа в Китае

Если в конце 2014 г. совокупная добыча СГ корпорации Sinopec (China Petrochemical Corp. – второй по величине производитель нефти и газа в Китае) и компании PetroChina составляла 4,6 млн м3/сут (1,5 % от всей газовой добычи в Китае), то к середине 2015 г. она уже составляла 10,8 млн м3/сут, а к началу 2016 г. – 17 млн м3/сут [12]. Прирост добычи СГ увеличился в 3,7 раза – чуть больше, чем за год. Этот темп не только многократно превышает среднегодовой прирост добычи на традиционных месторождениях природного газа (около 12 % в среднем ежегодно за последние 10 лет), но и рост потребления газа в КНР.
Наиболее активно растет добыча на месторождении Фулин (Fuling), расположенного в регионе Сычуанского бассейна. К середине 2016 г. максимальная суточная добыча СГ на этом месторождении компанией Sinopec почти сравнялась с добычей СГ по всей стране полугодом ранее и составила 16,8 млн м3/сут. Sinopec увеличила добычу СГ на месторождении «Фулин» с 0,2 и 1,8 млрд м3 в 2012 и 2014 гг. до 5 млрд м3 в 2015 г. Добыча здесь утраивалась каждый год. Введено в эксплуатацию 39 новых скважин, их общее число в Чунцине достигло 219. В 2017 г. добывающие мощности будут доведены до 10 млрд м3 в год [27]. Если добыча будет хотя бы удваиваться ежегодно после 2017 г., то она составит 80 млрд м3 в 2020 г.
По словам Ян Гуошэня (Yang Guosheng), генерального директора корпорации SJOSC (Sinopec Jianghan Oilfield Service Corp), осуществляющей добычу газа на месторождении «Фулин», первоначально использовалось оборудование, произведенное в США, однако постепенно с накоплением опыта и развитием китайских технологий в обла­сти добычи нефти и газа, осуществился полный переход на китайскую технику. «Добыча сланцевого газа в Китае набирает обороты и в ближайшие годы Китай займет первое место в мире по добыче этого природного топлива» – заявил он газете «Чжунго жибао» [28]. В пресс-релизе Sinopec отмечается, что «модель развития сланцевого газа месторождения «Фулин» может быть легко применена к аналогичным проектам в Китае» [29]. Глава компании Sinopec Фу Ченьюй (Fu Chengyu) отметил в пресс-релизе, что развитие разработки месторождения идет прорывными темпами, почти в десять раз обгоняя запланированные темпы добычи. Он также заявил, что Sinopec освоила собственное производство всех компонентов скважин, включая оборудование для ГРП [30].
В CNPC, также ведущей разработку «Фулин», к 2020 г. планируется довести годовой уровень добычи до 20 млрд м3 [27]. 31 марта 2016 г. глава BP Боб Дадли (Bob Dudley) и глава CNPC Ван Юлин (Wang Yilin) подписали первое СРП на Neijiang – Dazu сланцевый блок в Сычуане, который покрывает 1500 км2. Оно было согласовано во время визита Си Цзиньпиня в Лондон в 2015 г., что демонстрирует повышенное внимание руководства КНР к разработке сланцевых месторождений.
Согласно совместному прогнозу специалистов трех исследовательских центров (PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, National Energy Shale Gas R&D – Experiment Center и China University of Geosciences) максимальная годовая добыча СГ при современном уровне развития технологий только в Сычуане может достигнуть 60 млрд м3 в год [31]. Технологии добычи СГ развиваются очень быстро – китайские специалисты уступают лишь американцам в части количества регистрируемых международных патентов в области сланцевой нефтегазодобычи.

Технически извлекаемых ресурсов в Китае обнаружено почти в два раза больше, чем в США, они составляют примерно 2/3 доказанных запасов традиционного природного газа России.

В провинции Сычуань создана образцовая зона освоения СГ государственного значения Чаннин-Вэйюань компании PetroChina. К началу 2016 г. там были пробурены 83 скважины, из которых в 2015 г. добыто 2 млрд м3 СГ. Зона освоения охватывает города Ибинь и Нэйцзян [32] и по своей сути является полигоном для поиска способов освоения сланцевых залежей и разработки системы технических стандартов по их разведке и добыче. Здесь PetroChina планирует добыть 6 млрд м3 СГ в 2020 г. [33].
Геологоразведочные работы в бассейне Сычуань сосредоточены в юго-западной части, где наименьшее содержание сероводорода в породе и газ сухой. PetroChina потребовалось 11 месяцев, чтобы пробурить первую горизонтальную скважину (против двух недель в среднем в США). Компании Sinopec, Chevron, ConocoPhillips, Statoil, Total и другие выразили интерес к работе в регионе. Опыт и квалификация китайских добывающих компаний растут. По данным EIA за два года удалось на 23 % снизить среднюю стоимость строительства горизонтальных скважин с применением ГРП в Сычуаньском бассейне (с 14,8 до 11,5 млн долл.) [13]. При этом доля стоимости бурения и заканчивания скважины составляет 46,1 %, а ГРП – 33,9 %.

Технологии добычи СГ развиваются очень быстро – китайские специалисты уступают лишь американцам в части количества регистрируемых международных патентов в области сланцевой нефтегазодобычи.

Для сравнения: подобные скважины в США обходятся около 6 млн долл. Китайские руководители говорят о снижении издержек благодаря применению собственных технологий. В 2014 г. глава Sinopec Фу Ченьюй заявил: «Себестоимость будет резко падать. Мы обнаружили широкие возможности для снижения себестоимости… Внутренние цены на газ растут, и эти два фактора будут способствовать росту инвестиций» [29]. Он сообщил, что средняя стоимость скважины составила 60 млн юаней (9,8 млн долл.).
Президент компании PetroChina Ван Дунцзинь (Vang Dongjin) в 2014 г. сообщил, что средняя стоимость скважины для добычи СГ составила 55 млн юаней (9 млн долл.), а время бурения – 45 дней [34]. К примеру, Sinopec уже в 2012 г. разработала и запустила в производство самоходную насосную установку для ГРП «Model 3000 fracturing vehicle», которая более чем в два раза дешевле американских аналогов. В структуре издержек на сооружение скважины в США превалируют расходы на ГРП, в том числе на насосы. Уже в 2013 г. с помощью оборудования собственного производства Sinopec самостоятельно соорудила скважину с 2100 м боковых горизонтальных стволов и 26 стадиями ГРП.
Таким образом, добыча СГ в ближайшие годы будет преимущественно развиваться в Сычуаньском бассейне. Это район хорошо обеспечен инфраструктурой, необходимыми водными ресурсами и расположен в непосредственной близости от крупных центров потребления. На месторождениях с большими запасами прирост добычи может утраиваться ежегодно. Сланцевая революция способна закрыть разрыв между потреблением и добычей газа в Китае. Китайские компании имеют большой (второй по значимости в мире после американского) опыт добычи нетрадиционных углеводородов с применением горизонтального бурения и ГРП. Они владеют долями в добывающих нефтегазовых компаниях в Северной Америке. Sinopec и CNOOK имеют совместные предприятия с американскими лидерами сланцевой инду­стрии Chesapeake Energy и Devon Energy в Колорадо, Луизиане, Мичигане и Огайо [35]. В Китае научились производить самостоятельно все необходимое оборудование и все технологические операции.
Есть два существенных обстоятельства, осложняющие развитие Сычуаньского бассейна: повышенная сейсмическая активность и осложненное тектоническими нарушениями геологическое строение. Эти факторы могут внести существенные коррективы в прогнозы. В 2008 г. при землетрясении магнитудой 8 баллов в Сычуане погибли более 69 тыс. человек. В США ГРП проводится в относительно сейсмически спокойных областях. Однако в последние годы на ряде месторождений сланцевого газа и нефти стали происходить землетрясения. Наиболее сильная сейсмическая активность наблюдается в штате Оклахома [36].

Прогноз потребления газа в КНР в 2020 г.

По прогнозу EIA 2016 г. – потребление газа в Китае в 2020 г. составит 257 млрд м3 [37]. В 2010 г. в рамках «Стратегии развития энергетики», координируемой Государственным комитетом по развитию и реформе КНР, Институтом Энергетики Китая (China Energy Research Institution), были сделаны расчеты, представляющие собой количественную модель (Integrated Policy Assessment Model of China). В модели содержатся три сценария потребления газа к 2020 г. (рис. 5): низкий, базовый (средний) и высокий рост, соответственно, 279,2, 297,3 и 317,5 млрд м3 в год [38]. Фактическое потребление газа в 2000 – 2015 гг. (материалы ВР и других источников) свидетельствуют, что оно отстает от данных модели пессимистического сценария низкого роста (рис. 5 – 4).
В 2014 г. правительство Китая приняло «План развития энергетики на 2014 – 2020 годы» [39]. Согласно плану, в 2020 г. потребление газа должно составить 360 млрд м3 при увеличении его доли в китайском энергетическом балансе до 10 %. Реальная ситуация не столь оптимистична – мировые цены на уголь упали из-за предложений высвободившихся в результате сланцевой революции в США гигантских объемов угля, и поэтому начало наблюдаться замедление темпов роста потребления газа в Китае. Для того чтобы план правительства реализовался, необходим ежегодный прирост потребления в 30 млрд м3. В 2004 – 2014 гг. средний прирост составлял 11 млрд м3, а в самом лучшем, 2011 г. – 23,5 млрд м3 [40]. В 2014 и 2015 гг. потребление газа в Китае достигло 185,5 и 197,3 млрд м3 (рис. 1), при этом рост спроса на газ составил 6,4 % – рекордно низкое значение с 1998 г. (в период 2009 – 2014 гг. он составлял 10,1 – 21,3 % в среднем около 14,2 % в год). Ожидаемое дальнейшее замедление темпов роста китайской экономики, проявившееся в 2015 г., может еще больше сократить объемы импорта газа в Китае. В сентябре 2015 г. CNPC спрогнозировала потребление в 2020 г. Китаем газа в диапазоне 269 – 333,7 млрд м3 в год в худшем и лучшем сценариях [39], что оптимистичнее прогноза EIA.

«Добыча сланцевого газа в Китае набирает обороты, и в ближайшие годы Китай займет первое место в мире по добыче этого природного топлива» – заявил генеральный директор корпорации SJOSC Ян Гуошэн газете «Чжунго жибао».

С учетом всех прогнозов потребление газа в КНР в 2020 г. составит 257 – 360 млрд м3, а с учетом наметившегося тренда фактического потребления (рис. 5) может быть даже ниже 225 – 230 млрд м3.
В табл. 2 даются сводные данные по объемам поставок газа в Китай с внутреннего и внешнего рынков к 2020 г., составленные с учетом наиболее реалистичных, на наш взгляд, текущих проектов, планов и прог­нозов, рассмотренных выше. Отметим, что по отдельным позициям поставок газа рядом авторов приводятся существенно различающиеся данные. В частности, из данных А.М. Мастепанова [41] следует, что в 2020 г. добыча газа в Китае составит 350 млрд м3 (по позициям 1 – 3 табл. 2, без учета синтетического газа), а с учетом синтетического газа предложение может составить – 400 млрд м3, что выше минимального и максимального прогноза по табл. 2 на 96 и 26 млрд м3.
Таким образом, с учетом всех государственных планов и программ, прогнозов и трендов, приведенных выше, потребление газа в Китае в 2020 г. будет в диапазоне 225 – 360 млрд м3 (наиболее вероятно – вблизи нижнего уровня). Из табл. 2 следует, что реализуемые в настоящее время проекты внутренней добычи и импортных поставок дадут Китаю 474,6 – 628,6 млрд м3 газа, что на 114,6 – 403,6 млрд м3 больше потреб­ностей (наиболее вероятно – около 300 млрд м3). Таким образом, налицо имеющийся колоссальный переизбыток поставок газа к 2020 г. В проектах 1 – 10 в табл. 2 имеются прямые крупные инвестиции Китая в добычу и/или транспортировку (кроме проектов ПАО «ЛУКОЙЛ» в Узбекистане).

Сланцевая революция способна закрыть разрыв между потреблением и добычей газа в Китае. Китайские компании имеют большой (второй по значимости в мире после американского) опыт добычи нетрадиционных углеводородов с применением горизонтального бурения и ГРП.

В связи с этим очевидна наибольшая заинтересованность Китая именно в этих проектах.
Экспортная политика России по газу в значительной степени базируется на «Генеральной схеме развития газовой отрасли до 2030 года». В октябре 2010 г. на совещании, посвященном обсуждению этого документа, министр энергетики РФ Сергей Шматко заявил: «Мы исходим из того, что Китай примет любое количество газа, которое мы сможем туда поставить» [42]. Возможно, так и будет. Вопрос лишь в том, по какой цене. В сентябре 2010 г. президент РФ Д.А. Медведев, подписывая в Пекине «Расширенные основные условия поставок природного газа из России в Китай», не смог согласовать цену, обсуждение перенесли на следующий год. Цена не была согласована ни на следующий год, ни в 2012, ни в 2013 гг. В 2014 г. стороны начали приходить к единому мнению [43]. Возможно, одной из проблем российской переговорной позиции являлось желание продать Китаю газ дороже его собственных розничных цен внутреннего рынка [44]. Возможно, по китайской традиции, невежливо отказывать уважаемому соседу, газ которого теперь не очень нужен.

По данным EIA за два года китайским добывающим компаниям удалось на 23 % снизить среднюю стоимость строительства горизонтальных скважин с применением ГРП в Сычуаньском бассейне (с 14,8 до 11,5 млн долл.) [13]. При этом бурение и заканчивание скважины составляет 46,1 %, а ГРП – 33,9%.

С учетом того, что газ из туркменского трубопровода для Китая будет частично поставляться на основании СРП [5], его поставки станут приоритетнее российских и с точки зрения себестоимости, и с точки зрения возврата инвестиций, а также из геополитических соображений. Туркменистан соседствует с крупными экспортерами газа – Россией, Азербайджаном и Ираном. Эти страны конкурируют с ним за рынки сбыта, при этом обладающий четвертыми в мире доказанными запасами газа (всего вдвое меньше России) Туркменистан не имел выходов к мировым рынкам сбыта, кроме как через соседей – конкурентов. Контракт с Китаем для него имеет первостепенное значение, и равноценной альтернативы ему нет.

Есть два существенных обстоятельства, осложняющих развитие Сычуаньского бассейна: повышенная сейсмическая активность и осложненное тектоническими нарушениями геологическое строение. Эти факторы могут внести существенные коррективы в прогнозы. В 2008 г. при землетрясении магнитудой 8 баллов в Сычуане погибли более 69 тыс. человек.

Поэтому Китай получит низкую цену на газ из Туркменистана, и это поможет ему выгодно договориться с остальными странами Центральной Азии, которые он объединил трубопроводами и совместными контрактами. Китай скупил множество нефтегазовых активов в регионе и является крупнейшим инвестором в Центральной Азии.
Потребление СПГ, вероятно, не станет уступать предложению трубопроводных поставок из России. СПГ не требует трубопроводной инфраструктуры для доставки конечному потребителю, что очень важно для густонаселенного, протяженного (14,5 тыс. км) побережья Китая. Создание розничной трубопроводной инфраструктуры требует больших затрат по времени и деньгам.

До 2020 г. такая инфраструктура едва ли может быть в принципе полностью создана. Помимо этого Китай создал преференции для рынка СПГ: если цены на газ (кроме сланцевого и угольного) подлежат государственному регулированию, то с 2012 г. цены на СПГ являются предметом переговоров поставщика и покупателя, а также на рынок допущены частные компании и иностранные инвесторы. Это очень мощный стимул для роста деловой активности.
Петрофизические свойства сланцев Южно-Китайского сланцевого коридора приблизительно такие же, как в крупнейших месторождениях США – «Марселлус» и «Барнетт».

Ожидаемое дальнейшее замедление темпов роста китайской экономики, проявившееся в 2015 г., может еще больше сократить объемы импорта газа в Китае. С учетом всех прогнозов, потребление газа в КНР в 2020 г. составит 257 – 360 млрд м3, а с учетом наметившегося тренда фактического потребления может быть даже ниже 225 – 230 млрд м3.

Технологии добычи на месторождении «Марселлус» уже в 2015 г. позволили добиться себестоимости газа на промысле менее 70 долл/тыс. м3 [45]. Это значительно ниже ожидаемых Россией на момент заключения договоренностей с Китаем, предположительно составляющих 380 – 395 долл/тыс. м3 [46]. Добыча МУП также существенно дешевле импортных цен. Розничная цена на газ для конечного потребителя в Сычуане в 2015 г. составила около 175 долл/тыс. м3 для жителей (1150 юаней), а в целом по стране варьирует от 208 – 500 долл. (1370 – 3300 юаней) для населения, до 320 – 735 долл. (2110 – 4850 юаней) – для промышленности [47].

Результаты нашего анализа свидетельствуют о достижении в ближайшем будущем в Китае значительного превышения предложений газа по отношению к его потреблению. Это изменит баланс спроса и предложения газа не только в Китае, но в Азиатско-Тихоокеанском регионе, а следовательно, и во всем мире. Предлагаем для нынешних и будущих экспортеров газа в Китай пересмотреть негативный сценарий возврата инвестиций в худшую сторону.

Реализуемые в настоящее время проекты внутренней добычи и импортных поставок дадут Китаю 474,6 – 628,6 млрд м3 газа, что на 114,6 – 403,6 млрд м3 больше потребностей (наиболее вероятно около – 300 млрд м3). Таким образом, налицо имеющийся колоссальный переизбыток поставок газа к 2020 г.

Хорошим выходом из складывающейся ситуации с реализацией проекта «Сила Сибири» является ориентация значительной доли его поставок на внутренний рынок России (включая газохимическую промышленность) и экспорт через проектируемый завод СПГ во Владивостоке.

Литература

1. Дан старт строительству «Силы Сибири» // Газпром пресс-релиз, 1 сентября 2014 г. [Электронный ресурс]. URL: http://www.gazprom.ru/ press/news/2014/september/article199948/ (дата обращения: 10.09.2016).

2. Интервью Президента Казахстана Н.А. Назарбаева информационным агентствам «РИА Новости» и «Интерфакс» 19 ноября 2011 г.: Н.А. Назарбаев и Евразийство: сборник избранных статей и выступлений главы государства / Под ред. Е.Б. Сыдыкова. Астана: Изд-во ЕНУ им. Л.Н. Гумилева, 2012. 222 с.

3. Энергетическая политика Туркменистана: диверсификация экспорта газа // Электронная газета нефтегазового комплекса Туркменистана, 8 ноября 2015 г. [Электронный ресурс]. URL: http://www.oilgas.gov.tm/compositions/26 (дата обращения: 09.09.2016).

4. Халова Г.О., Сычева А.М., Спивак В.Ю. Деятельность китайских нефтегазовых компаний в государствах Центрально-Азиатского региона // Нефть, Газ и Бизнес. 2013. № 12. С. 39 – 43.

5. Резникова О.Б. Нефть и газ Центральной Азии: разворот на рынок КНР // Центральная Азия: роль в перестройке мировых рынков нефти и природного газа ИМЭМО РАН, 2014, с. 6 – 12.

6. Ершова Е.В. Природный газ в энергопотреблении Китая: Основные тенденции развития // Известия государственной экономической академии, 2016, Т. 26. С. 80 – 89.

7. Natural gas in China // Oxford Institute for Energy Studies. [Электронный ресурс]. URL: https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2015/04/WPM-59.pdf (дата обращения: 13.09.2016).

8. Богоявленский В.И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов. Монография. Труды Вольного экономического общества России, т. 182. М.: Изд-во ВЭО России, 2014. № 3. С. 12 – 175.

9. Trend of the price of spot-LNG // August 9, 2016 Commerce and Consumer Affairs Policy Division Commerce, Distribution and Industrial Safety Policy Group Ministry of Economy, Trade and Industry. [Электронный ресурс]. URL: http://www.meti.go.jp/english/statistics/sho/slng/result/pdf/201607-e.pdf (дата обращения: 20.09.2016).

10. Japan Liquefied Natural Gas Import Price: 6.00 USD/MMBtu for July 2016 // Ycharts.com. [Электронный ресурс]. URL: https://ycharts.com/indicators/japan_liquefied_natural_gas_import_price (дата обращения: 03.09.2016).

11. «Ямал СПГ» начал выборку финансирования от китайских банков // ОАО «Ямал СПГ», пресс-релиз 29 июня 2016 г. [Электронный ресурс]. URL: http://yamallng.ru/press/news/10276/ (дата обращения: 07.10.2016).

12. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: China 2015 // EIA. [Электронный ресурс]. URL: http://www.eia.gov/beta/international/analysis_includes/countries_long/China/china.pdf (дата обращения: 20.09.2016).

13. CNPC и BP договорились о совместной разработке сланцевого газа // Китайский информационный интернет-центр 01.04.2016. [Электронный ресурс]. URL: http://russian.china.org.cn/business/txt/2016-04/01/content_38155044.htm (дата обращения: 06.10.2016).

14. Aibing G. Chevron starts China shale gas exploration builds Sichuan plant // Bloomberg 24.02.2012. [Электронный ресурс]. URL: http://www.bloomberg.com/news/articles/2012-02-24/chevron-starts-china-shale-gas-exploration-builds-sichuan-plant (дата обращения: 27.09.2016).

15. Сhina`s shale production falls short but goals remain in place // Forbes 19.08.2014. [Электронный ресурс]. URL:http://www.forbes.com/sites/stratfor/2014/08/19/chinas-shale-production-falls-short-but-goals-remain-in-place/#2d6a5fd027ad (дата обращения: 20.09.2016).

16. Fitch: Higher China Coal-Bed Methane Subsidy Not Enough to Lift Industry // Fitch 09.03.2016. [Электронный ресурс]. URL: https://www.fitchratings.com/site/pressrelease?id=1000694 (дата обращения: 18.09.2016).

17. Попов С.П. Газовая промышленность Китая: новый ресурс развития // Пространственная экономика. 2013. № 2. С. 22 – 48.

18. China Hikes CBM Subsidy // Natural Gas Asia 01.03.2016. [Электронный ресурс]. URL: http://www.naturalgasasia.com/china-hikes-cbm-subsidy-17838 (дата обращения: 23.09.2016).

19. Wan Xu, Lim B.K. Sinopec to build China’s biggest coal-to-gas project-report // Reuters 07.09.2013. [Электронный ресурс]. URL: http://www.reuters.com/article/china-sinopec-idUSL3N0CU04X20130407 (дата обращения: 27.09.2016).

20. Chen K., Stanway D. China resumes environmental approval of coal-to-gas project // Reuters 20.05.2016. [Электронный ресурс]. URL: http://www.reuters.com/article/us-china-coal-gas-idUSKCN0YB0UD (дата обращения: 20.09.2016).

21. Guanglin Pi, Xiucheng Dong, Cong Dong et al. The Status, Obstacles and Policy Recommendations of Shale Gas Development in China. Sustainability 2015, 7(3), 2353-2372 doi:10.3390/su7032353.

22. Скрябина М.С. Перспективы «сланцевой революции» и проблемы энергетики Китая // Вестник МГИМО Университета. 2013. Вып. № 1(28). С. 118 – 124.

23. World Shale Resource Assessments // EIA, 2015. [Электронный ресурс]. URL:https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/ (дата обращения: 18.09.2016).

24. China’s Gas Resources Stand at 90 Tcm // Natural Gas Asia. [Электронный ресурс]. URL: http://www.naturalgasasia.com/chinas-gas-resources-stand-at-90-tcm-18771 (дата обращения: 20.09.2016).

25. Существенное увеличение извлекаемых природных ресурсов // Министерство Земли и Ресурсов КНР. [Электронный ресурс]. URL: http://www.mlr.gov.cn/xwdt/jrxw/201606/t20160614_1408518.htm (дата обращения: 27.09.2016).

26. На севере Китая достигнут прорыв в освоении сланцевого газа // Жэньминь Жибао 16.02.2015. [Электронный ресурс]. URL: http://russian.people.com.cn//n/2015/0216/c31518-8851671.html (дата обращения: 05.09.2016).

27. China’s largest shale gas project goes into production // China Daily 29.12.2015. [Электронный ресурс]. URL: http://www.chinadaily.com.cn/business/2015-12/29/content_22854076.htm (дата обращения: 20.09.2016).

28. Сланцевый газ заменит уголь в Китае // Нефть России. [Электронный ресурс]. URL: http: //www.oilru.com/news/494914/ (дата обращения: 15.09.2016).

29. Major breakthroughs achieved in China’ s shale gas exploration and production // Sinopec press release March 24, 2014. [Электронный ресурс]. URL: http://www.sinopecgroup.com/group/Resource/Pdf/201403241737.pdf (дата обращения: 15.09.2016).

30. Объем добычи сланцевого газа в китайском Чунцине к 2020 г. достигнет 20 млрд куб. м – CNPC // Нефть и Капитал. [Электронный ресурс]. URL: http://www.oilcapital.ru/upstream/261516.html (дата обращения: 03.02.2015.).

31. Discussion on the exploration & development prospect of shale gas in the Sichuan Basin Dazhong Donga,Shikui Gaoc, Jinliang Huanga, Quanzhong Guana, Shufang Wanga, Yuman Wanga // Natural Gas Industry, Volume 2, Issue 1, January 2015, pp. 9 – 23. dx.doi.org/10.1016/j.ngib.2015.02.002.

32. В провинции Сычуань официально создана образцовая зона освоения сланцевого газа // Жэньминь жибао 16.01.2016. [Электронный ресурс]. URL: http://russian.people.com.cn//n3/2016/0116/c31518-9005000.html (дата обращения: 15.09.2016).

33. Song Yen Ling. Sinopec, PetroChina persevere with shale gas as drilling costs fall // Platts 30.03.2015. [Электронный ресурс]. URL: http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/singapore/sinopec-petrochina-persevere-with-shale-gas-as-27259583 (дата обращения: 09.09.2016).

34. Китай видит хорошие перспективы добычи сланцевого газа // Бурение и нефть. [Электронный ресурс]. URL: http://burneft.ru/main/news/6436 (дата обращения: 29.08.2014).

35. Helman С. What To Expect From A Sinopec-Chesapeake Deal // Forbes 21.06.2012. [Электронный ресурс]. URL: http://www.forbes.com/sites/christopherhelman/2012/06/21/what-to-expect-from-a-sinopec-chesapeake-deal/#748bd3a5dcc6 (дата обращения: 15.09.2016).

36. Богоявленский В.И. Природные и техногенные угрозы при освоении месторождений нефти и газа в Арктике. // Ноосфера. 2016. № 1. С. 48 – 67.

37. International Energy Outlook 2016 // EIA. [Электронный ресурс]. URL: http://www.eia.gov/forecasts/ieo/pdf/ieotab_6.pdf или http://www.eia.gov/forecasts/ieo/pdf/0484(2016).pdf (дата обращения: 18.09.2016).

38. Zhaofang D. China’s Natural Gas Market Outlook 2010. Research Institute of Economics and Technology CNPC, 2010. 35 p.

39. Mazneva E. China Gas Demand Forecast Cut by CNPC Researcher Amid Slowdown. Bloomberg, 2015. [Электронный ресурс]. URL: http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-09-30/china-gas-demand-forecast-cut-by-cnpc-researcher-amid-slowdown (дата обращения: 15.09.2016).

40. Потребление и добыча природного газа в Китае в 2000 – 2014 гг. // Международная Энергетическая Сеть. [Электронный ресурс]. URL: http://gas.in-en.com/html/gas-2286547.shtml (дата обращения: 05.10.2016).

41. Мастепанов А.М. Сланцевый газ: что он несет России // Российский совет по международным делам 15 ноября 2012 г. [Электронный ресурс]. URL: http://russiancouncil.ru/inner/?id_4=1046#top-content (дата обращения: 15.09.2016).

42. Российский газ ищет путь в Китай // Российская газета. 02.11.2010. [Электронный ресурс]. URL:https://rg.ru/2010/11/02/gaz-kitay.html (дата обращения: 18.09.2016).

43. Мастепанов А.М. О диверсификации экспортных поставок российского газа и восточной энергетической политике России // Институт Энергетической Стратегии. [Электронный ресурс]. URL: http://www.energystrategy.ru/press-c/source/Mastepanov_ep3-14.pdf (дата обращения: 20.09.2016).

44. Китай тянет время // Бурение и нефть. [Электронный ресурс]. URL: http://burneft.ru/main/news/5537 (дата обращения: 21.05.2014).

45. Trends in US Oil and Natural Gas Upstream Costs // EIA. [Электронный ресурс]. URL: http://www.eia.gov/analysis/studies/drilling/pdf/upstream.pdf (дата обращения: 18.09.2016).

46. Пресса России: контракт с КНР – выгодная сделка? // BBC. [Электронный ресурс]. URL: http://www.bbc.com/russian/russia/2014/05/140522_rus_press (дата обращения: 19.09.2016).

47. Aolin Hu, Qing Dong. On natural gas pricing reform in China. // Natural Gas Industry, B 2, 2015. dx.doi.org/10.1016/j.ngib.2015.09.012

References

1. Launched the construction of «Force of Siberia» // Gazprom press release, September 1, 2014, [Electronic resource]. URL: http://www.gazprom.ru/ press/news/2014/september/article199948/ (accessed: 10.09.2016).

2. Interview of the Kazakhstan President N.A. Nazarbaev to the news agencies «RIA Novosti» and «Interfax» on November 19, 2011: N.A. Nazarbayev and Eurasian: a collection of selected articles and speeches of the Head of state / Under the editorship of E.B. Sadykov. – Astana: Publishing house ENU. Named after L.N. Gumilev, 2012. P. 222 .

3. The energy policy of Turkmenistan: diversification of gas export // Electronic newspaper of the oil and gas complex of Turkmenistan, November 8, 2015. [Electronic resource]. URL: http://www.oilgas.gov.tm/compositions/26 (accessed: 09.09.2016).

4. Halova G.O., Sychev A.M., Spivak V.Ju. Activities of the Chinese oil and gas companies in the Central Asian region states // Oil, Gas and Business. 2013. No. 12. Pp. 39 – 43.

5. Reznikova O.B. Central Asia oil and gas: a turn to the Chinese market // Central Asia: its role in the restructuring of the world markets of oil and natural gas, IMEMO RAS, 2014, PP. 6 – 12.

6. Ershova E.V. Natural gas consumption of China: Main trends of development // The news of the state economic academy. 2016, vol. 26. Pp. 80 – 89.

7. Natural gas in China // Oxford Institute for Energy Studies. [Electronic resource]. URL: https://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2015/04/WPM-59.pdf (accessed: 13.09.2016).

8. Bogoyavlensky V.I. Arctic and World ocean: current state, prospects and challenges of hydrocarbon resources development. Monograph. The works of the Free economic society of Russia, vol. 182, M. Ed. VEO of Russia, 2014. No. 3. Pp.12 – 175.

9. Trend of the price of spot-LNG // August 9, 2016 Commerce and Consumer Affairs Policy Division Commerce, Distribution and Industrial Safety Policy Group Ministry of Economy, Trade and Industry. [Electronic resource]. URL: http://www.meti.go.jp/english/statistics/sho/slng/result/pdf/201607-e.pdf (accessed: 20.09.2016).

10. Japan Liquefied Natural Gas Import Price: 6.00 USD/MMBtu for July 2016 // Ycharts.com. [Electronic resource]. URL: https://ycharts.com/indicators/japan_liquefied_natural_gas_import_price (accessed: 03.09.2016).

11. Yamal LNG has started the selection of financing from Chinese banks // OAO Yamal LNG press release, June 29, 2016. [Electronic resource]. URL: http://yamallng.ru/press/news/10276/ (accessed: 07.10.2016).

12. Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: China 2015 // EIA. [Electronic resource]. URL: http://www.eia.gov/beta/international/analysis_includes/countries_long/China/china.pdf (accessed: 20.09.2016).

13. CNPC and BP have agreed to jointly develop shale gas // Chinese information Internet information centre 01.04.2016. [Electronic resource]. URL: http://russian.china.org.cn/business/txt/2016-04/01/content_38155044.htm (accessed: 06.10.2016).

14. Aibing G. Chevron starts China shale gas exploration builds Sichuan plant // Bloomberg 24.02.2012. [Electronic resource]. URL: http://www.bloomberg.com/news/articles/2012-02-24/chevron-starts-china-shale-gas-exploration-builds-sichuan-plant (accessed: 27.09.2016).

15. Сhina`s shale production falls short but goals remain in place // Forbes 19.08.2014. [Electronic resource]. URL:http://www.forbes.com/sites/stratfor/2014/08/19/chinas-shale-production-falls-short-but-goals-remain-in-place/#2d6a5fd027ad (accessed: 20.09.2016).

16. Fitch: Higher China Coal-Bed Methane Subsidy Not Enough to Lift Industry // Fitch 09.03.2016. [Electronic resource]. URL: https://www.fitchratings.com/site/pressrelease?id=1000694 (accessed: 18.09.2016).

17. Popov S. P. The gas industry of China: a new resource of development // Spatial Economics. 2013. No. 2. Pp. 22 – 48.

18. China Hikes CBM Subsidy // Natural Gas Asia 01.03.2016. [Electronic resource]. URL: http://www.naturalgasasia.com/china-hikes-cbm-subsidy-17838 (accessed: 23.09.2016).

19. Wan Xu, Lim B.K. Sinopec to build China’s biggest coal-to-gas project-report // Reuters 07.09.2013. [Electronic resource]. URL: http://www.reuters.com/article/china-sinopec-idUSL3N0CU04X20130407 (accessed: 27.09.2016).

20. Chen K., Stanway D. China resumes environmental approval of coal-to-gas project // Reuters 20.05.2016. [Electronic resource]. URL: http://www.reuters.com/article/us-china-coal-gas-idUSKCN0YB0UD (accessed: 20.09.2016).

21. Guanglin Pi, Xiucheng Dong, Cong Dong et al. The Status, Obstacles and Policy Recommendations of Shale Gas Development in China. Sustainability 2015, 7(3), 2353-2372 doi:10.3390/su7032353.

22. Scriabina M.S. The prospects of the «shale revolution» and problems of China’s energy. // Vestnik of MGIMO University. 2013. Vol. No. 1(28). Pp. 118 – 124.

23. World Shale Resource Assessments // EIA, 2015. [Electronic resource]. URL:https://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/ (accessed: 18.09.2016).

24. China’s Gas Resources Stand at 90 Tcm // Natural Gas Asia. [Electronic resource]. URL: http://www.naturalgasasia.com/chinas-gas-resources-stand-at-90-tcm-18771 (accessed: 20.09.2016).

25. A significant increase in extractable natural resources // Ministry of Land and Resources of China. [Electronic resource]. URL: http://www.mlr.gov.cn/xwdt/jrxw/201606/t20160614_1408518.htm (accessed: 27.09.2016).

26. In North China achieved a breakthrough in the development of shale gas // Jemin Jhibao 16.02.2015. [Electronic resource]. URL: http://russian.people.com.cn//n/2015/0216/c31518-8851671.html (accessed: 05.09.2016).

27. China’s largest shale gas project goes into production // China Daily 29.12.2015. [Electronic resource]. URL: http://www.chinadaily.com.cn/business/2015-12/29/content_22854076.htm (accessed: 20.09.2016).

28. Shale gas will replace coal in China // Oil of Russia. [Electronic resource]. URL: http: //www.oilru.com/news/494914/ (accessed: 15.09.2016).

29. Major breakthroughs achieved in China’ s shale gas exploration and production // Sinopec press release March 24, 2014. [Electronic resource]. URL: http://www.sinopecgroup.com/group/Resource/Pdf/201403241737.pdf (accessed: 15.09.2016).

30. The volume of shale gas in Chinese Chongqing in 2020 will reach 20 billion cubic meters CNPC. // Oil and Capital. [Electronic resource]. URL: http://www.oilcapital.ru/upstream/261516.html (accessed: 03.02.2015).

31. Discussion on the exploration & development prospect of shale gas in the Sichuan Basin Dazhong Donga,Shikui Gaoc, Jinliang Huanga, Quanzhong Guana, Shufang Wanga, Yuman Wanga // Natural Gas Industry, Volume 2, Issue 1, January 2015, pp. 9 – 23. [Electronic resource]. URL: http://www dx.doi.org/10.1016/j.ngib.2015.02.002 (accessed: 20.09.2016).

32. In Sichuan province are officially established a model zone development of shale gas // Jemin Jhibao 16.01.2016. [Electronic resource]. URL: http://russian.people.com.cn//n3/2016/0116/c31518-9005000.html (accessed: 15.09.2016).

33. Song Yen Ling. Sinopec, PetroChina persevere with shale gas as drilling costs fall // Platts 30.03.2015. [Electronic resource]. URL: http://www.platts.com/latest-news/natural-gas/singapore/sinopec-petrochina-persevere-with-shale-gas-as-27259583 (accessed: 09.09.2016).

34. China sees good prospects for shale gas // Drilling and Oil 29.08.2014. [Electronic resource]. URL: http://burneft.ru/main/news/6436 (accessed: 18.09.2016).

35. Helman С. What To Expect From A Sinopec-Chesapeake Deal // Forbes 21.06.2012. [Electronic resource]. URL: http://www.forbes.com/sites/christopherhelman/2012/06/21/what-to-expect-from-a-sinopec-chesapeake-deal/#748bd3a5dcc6 (accessed: 15.09.2016).

36. Bogoyavlensky V. I. Natural and anthropogenic threats in the development of oil and gas fields in the Arctic. // Noosphere. 2016. No. 1. Pp. 48 – 67.

37. International Energy Outlook 2016» // EIA http://www.eia.gov/forecasts/ieo/pdf/ieotab_6.pdf или [Electronic resource]. URL: http://www.eia.gov/forecasts/ieo/pdf/0484(2016).pdf (accessed: 18.09.2016).

38. Zhaofang D. China’s Natural Gas Market Outlook 2010. Research Institute of Economics and Technology CNPC, 2010. 35 p.

39. Mazneva E. China Gas Demand Forecast Cut by CNPC Researcher Amid Slowdown. Bloomberg, 2015. [Electronic resource]. URL: http://www.bloomberg.com/news/articles/2015-09-30/china-gas-demand-forecast-cut-by-cnpc-researcher-amid-slowdown (accessed: 15.09.2016).

40. Natural gas consumption and production in China in 2000-2014 // International Power Grid. [Electronic resource]. URL: http://gas.in-en.com/html/gas-2286547.shtml (date accessed: 05.10.2016).

41. Mastepanov A.M. Shale gas: what it brings Russia. // Russian international affairs council November 15, 2012. [Electronic resource]. URL: http://russiancouncil.ru/inner/?id_4=1046#top-content (accessed: 15.09.2016).

42. Russian gas is looking for a way to China // the Russian newspaper. 02.11.2010. [Electronic resource]. URL:https://rg.ru/2010/11/02/gaz-kitay.html (date accessed: 18.09.2016).

43. Mastepanov. A.M. On the diversification of Russian gas export supplies and Eastern energy Russian policy. // Institute Of Energy Strategy. [Electronic resource]. URL: http://www.energystrategy.ru/press-c/source/Mastepanov_ep3-14.pdf (accessed: 20.09.2016).

44. China’s stalling // Drilling and Oil. [Electronic resource]. URL: http://burneft.ru/main/news/5537 (accessed: 21.05.2014).

45. Trends in US Oil and Natural Gas Upstream Costs // EIA. [Electronic resource]. URL: http://www.eia.gov/analysis/studies/drilling/pdf/upstream.pdf (accessed: 18.09.2016).

46. Russian press: the contract with China is a bargain? // The BBC. [Electronic resource]. URL: http://www.bbc.com/russian/russia/2014/05/140522_rus_press (accessed: 19.09.2016).

47. Aolin Hu, Qing Dong. On natural gas pricing reform in China. // Natural Gas Industry, B 2, 2015. dx.doi.org/10.1016/j.ngib.2015.09.012.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Баринов П.С.

    Баринов П.С.

    научный сотрудник

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Богоявленский В.И.

    Богоявленский В.И.

    член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, заместитель директора по науке, заведующий лабораторией «Шельф»

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Якубсон К.И.

    к.т.н., ведущий научный сотрудник

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Просмотров статьи: 8088

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru