Крупнейшее месторождение нефти в китае. Китай скупает нефтяные и газовые месторождения в америке
В Китае впервые за много лет обнаружено крупное нефтяное месторождение. Удача улыбнулась компании Xinjiang Oilfield - региональному подразделению нефтегазового гиганта PetroChinа. Крупные запасы нефти были обнаружены в Джунгарском бассейне в районе озера Ма в Синьцзян-Уйгурском автономном районе.
Как сообщило в пятницу , речь идет об геологических запасах сырья на 1,24 млрд тонн. Доказанные запасы, по данным PetroChinа, составляют 520 млн тонн.
Это больше, чем у месторождений Хэмлок в США (штат Аляска) и бразильского нефтегазоносного бассейна Кампус (акватория Атлантического океана), подчеркивает геолог Xinjiang Oilfield Тан Юн.
По его словам, в результате геологоразведки возле озера Ма были получены данные о том, что в данном районе есть потенциал для обнаружения еще как минимум одного месторождения с запасами свыше 1 млрд тонн. Для Китая эти открытия - масштабное событие.
КНР несколько десятилетий ведет собственную добычу нефти и в 70-е годы прошлого века даже экспортировал углеводороды в Японию, Вьетнам и КНДР. Но точных данных о запасах нефти в КНР нет. По официальной оценке китайских властей, на территории страны находится 5,3 млрд тонн доказанных нефтяных запасов, на шельфе Тихого океана - еще порядка 4 млрд тонн. Основная добыча - примерно 2,2 млн тонн нефти в год - ведется на северо-востоке страны.
Крупнейшим по запасам считается Дацинское нефтегазовое месторождение, расположенное в провинции Хэйлунцзян. Разведанные запасы обнаруженного в 1959 году месторождения оценивались в 5,7 млрд тонн.
В последние годы собственное производство нефти в КНР падает. В 2016 году объем добычи в Китае сократился на 7% и составил порядка 4 млн баррелей в сутки. Аналитики и эксперты прогнозировали, что спад объемов извлечения углеводородов в КНР в этом году продолжится примерно в тех же параметрах из-за сокращения дебита на зрелых месторождениях и снижения инвестиций в разведку новых.
С такой оценкой соглашается и старший аналитик Энергетического центра бизнес-школы «Сколково» Артем Малов.
Для страны открытие такого большого нефтяного месторождения с доказанными запасами 520 млн тонн значит, что в течение ориентировочно 40-50 лет они смогут добыть примерно 156 млн тонн или 1 110 млн баррелей нефти, отмечает аналитик.
Соответственно можно предположить, что если в течение 4-6 лет данное месторождение будет введено в эксплуатацию, то потребность в импорте будет снижаться на величину годовой добычи до 100 тыс. баррелей в день, в зависимости от применяемых методов интенсификации добычи: в общей сумме нефтяного импорта Китая — около 8 млн баррелей в день — эта цифра составляет чуть более 1%, добавляет эксперт.
Китай - это регион с высокой себестоимостью добычи, поэтому реализация такого проекта во многом зависит от конъюнктуры,
обращает внимание Таченников.
По некоторым оценкам до 2025 года спрос на нефть в Китае может увеличиться до 12-14 млн баррелей в день. На фоне этой цифры добыча нефти с этого месторождения кажется не существенной, добавляет Малов.
Сейчас КНР является вторым по величине в мире импортером сырой нефти. По данным таможенной статистики КНР, страна в январе-сентябре 2017 года импортировала 320 млн т сырой нефти, что на 12,2% больше, чем за январь-сентябрь 2016 г. При этом поставки из РФ в Китай за этот период составили 45 млн тонн (на сумму $17,28 млрд).
Объем импортируемых Китаем нефтепродуктов по итогам января-октября 2017 года также вырос на 4,7% относительно аналогичного периода прошлого года - до 24,35 млн тонн.
В ранее отмечали, что Китай в 2017 году может обогнать США по объему импорта нефти.
Несмотря на то, что Китай - одна из самых быстрорастущих экономик мира, структура потребления энергоносителей в нем очень отличается от свойственной развитым странам. Доля нефти и газа в энергетическом балансе страны составляет лишь 25%; среднедушевое потребление товарных видов топлива в Китае достигает менее 1 т условного топлива в год, тогда как в среднем в мире - 2 т.
Собственных топливных ресурсов Китая уже сейчас недостаточно для нужд его развивающейся промышленности. С 1993 года Китай превратился в нетто-импортера нефти, что означало фундаментальную перемену на энергетическом рынке всего АТР. Ясно, что в перспективе объем развития нефтегазового сектора промышленности в Китае вряд ли будет соответствовать внутренним потребностям экономики, и в ближайшем будущем страна будет вынуждена импортировать нефть и природный газ во все возрастающих количествах.
Сведения о запасах нефти в КНР до недавнего времени относились к категории государственной тайны. К тому же доказанные запасы существенно отличаются от разведанных и потенциальных. Во многих документальных источниках информации разная степень вероятности запасов не учитывается; по мере выработки старых и открытия новых нефтяных месторождений оценки часто менялись. Например, в печати КНР в годы культурной революции (1966-1969) и в конце 1970-х годов (с целью привлечения иностранных компаний для разведки) потенциальные запасы явно завышались. Даже в настоящее время суммарные данные по запасам на отдельных месторождениях и общие данные по стране не совпадают.
Доказанные запасы нефти в Китае в 1999 году оценивались в 3,2 млрд т, что составляет приблизительно 2,4% мировых запасов. Достоверные запасы нефти на суше, по китайским данным, оцениваются в 5,3 млрд т и в 4 млрд т на шельфе .
Потенциальные запасы нефти выросли за 30 лет (с 1966 по 1996 годы) в 5 раз, с 6 до 30 млрд т. На оценку запасов нефти в стране влияет также их привязка к двум показателям (доле от мировых запасов, оцениваемой в 2,3-2,4%, и так называемому R/P Ratio, т.е. соотношению запасов к производству, принятому для Китая в 20 лет).
Таблица 1
Добыча нефти в КНР по годам (млн т)
| 1949 - 0,12 | 1973 - 50,0 | 1986 - 131,0 | 1997 - 158,0 |
| 1957 - 1,40 | 1975 - 70,0 | 1987 - 134,0 | 1998 - 157-160 |
| 1958 - 2,25 | 1978 - 104,0 | 1988 - 137,0 | 1999 - 159-160 |
| 1962 - 5,75 | 1979 - 106,15 | 1990 - 139,0 | 2000 - 162 (оценка) |
| 1968 - 10,0 | 1980 - 105,95 | 1991 - 137,0 | 2005 - 170 (прогноз) |
| 1970 - 20,0 | 1984 - 114,6 | 1995 - 140,3 | 2010 - 185 (прогноз) |
| 1971 - 38,0 | 1985 - 124,9 | 1996 - 155,6 |
Источники:
Как видно из таблицы, за последние годы темпы роста нефтедобычи снизились в связи с выработкой старых месторождений. В середине 1990-х годов для Китая закончился период нефтяной самодостаточности.
Таблица 2
Добыча и потребление нефти по годам (млн барр/сутки, в среднем)
Источник:
Таблица 3
Потребление нефти в КНР по годам (млн т)
Источник:
Таблица 4
Прогноз дефицита потребления нефти в КНР по годам (млн т)
| 2000 | 2005 | 2010 | |
| Спрос | 195 | 220 | 265 |
| Дефицит | 33 | 50 | 80 |
Источник:
В настоящее время Китай производит около 160 млн т нефти в год, а потребляет 200 млн т. В 2000 году импорт нефти составил около 60 млн т , в основном из Омана. Поскольку трудно точно спрогнозировать, какими темпами будет развиваться экономика Китая, предположения экспертов относительно будущего импорта расходятся: так, одни утверждают, что в 2010 году он может составить 70-90 млн т , тогда как в других публикациях приводится цифра в 120 млн т уже в 2005 году .
В то же время, несмотря на нехватку нефти, часть ее ранее экспортировалась, преимущественно в Японию, а также (в небольших количествах) в КНДР И Вьетнам. Впрочем, объемы экспорта нефти, начиная с 1980-х годов, неуклонно снижались: если в 1986 году Китай экспортировал 28,4 млн т нефти, то в 1999 году - всего 8,3 млн т, тогда как в 2000 году экспорт прекратился вовсе.
Общая протяженность нефтепроводов в стране в 1997 году составила 9,3 тыс. км. Обращает на себя внимание крупнейший энергопровод из города Голмуд (Цайдамское месторождение) в Тибет до Лхасы протяженностью 1080 км.
Месторождения нефти
Самая большая группа месторождений нефти под общим названием Дацин располагается в Северо-Восточном Китае в бассейне рек Сунхуацзян и Ляохэ (т.н. бассейн Сунляо). Месторождение, открытое в 1959 году, включает нефтяные поля Дацин, Дацин-Е, Шэнпин, Сунпантун, Чанво, Чанцунлинь, Синьчэкоу, Гаоси, Путаохуа-Абобаота. Запасы нефти в Дацине оценивались в 800-1000 млн т, но извлекаемые запасы ежегодно сокращаются.
Таблица 5
Добыча нефти на месторождении Дацин по годам (млн т)
| 1975 | 11,1 | 1984 | 53,56 |
| 1978 | 50,37 | 1985 | 55,59 |
| 1979 | 50,75 | 1986 | 55,50 |
| 1980 | 51,5 | 1987 | 55,55 |
| 1981 | 51,75 | 1993 | 56,0 |
| 1982 | 51,94 | 1994 | 56,0 |
| 1983 | 52,63 | 1999 | 50,0 |
Источники:
К Дацинскому месторождению примыкает месторождение Ляохэ, дававшее в 1986-1987 годах до 10 млн т сырой нефти в год и месторождение Фуюй с добычей 1-2 млн т. Из Дацина проложен экспортный нефтепровод в порты Далянь и Циндао, а также в Пекин,
Аньшань и к месторождению Даган - крупнейшему в Северном Китае (поля Баньцяо, Тяньцзяхэ, Гандун, Вансюйчжуан, Ганьси, Чжоуцинчжуан; в конце 1980-х - начале 1990-х годов это месторождение давало 3-3,5 млн т нефти в год).
В Восточном Китае наиболее известной является группа месторождений под общим названием Шэнли: Цзинцю, Ихэчжуан, Чэндун, Янсаньму, Хэкоу гудао, Гудун, Юнаньдунсинь, Чунь Хаочжэнь, Шэнто, Хацзя, Шаньдянь. В 1990 году добыча нефти здесь достигла 33 млн т. От месторождения проложены нефтепроводы в Сиань и Чжэнчжоу.
Таблица 6
Добыча нефти на месторождении Шэнли по годам (млн т)
| 1975 | 3,2 | 1986 | 29,5 |
| 1978 | 19,5 | 1987 | 31,6 |
| 1983 | 18,4 | 1990 | 33,0 |
| 1984 | 23,02 | 1999 | 30,0 |
| 1985 | 27,03 |
Источник:
В провинции Хэбэй в Восточном Китае имеется месторождение Цзинчжун, где в 1990 году добыча нефти составила 5 млн т. Таким образом, в Восточном Китае добывается примерно 40 млн т нефти в год.
В Юго-Западном Китае на месторождениях в провинции Сычуань к северу от города Чунцин (Иншань, Наньчун, Панланьчэнь) добывается примерно 2,2 млн т нефти в год . Кстати, в провинции Сычуань нефть добывали еще за 600 лет до нашей эры с использованием бамбуковых трубок из неглубоких скважин. В 1996 году начата прокладка нефтепровода Чэнду - Ланьчжоу.
В Южном Китае на суше в провинции Гуандун на месторождении Саньшуй добывается порядка 2 млн т нефти в год.
Большие надежды за последние годы в Китае возлагались на нефтяные месторождения северо-западной части Синьцзян-Уйгурского автономного района (Джунгария, Карамай, Тарим, Турфан-Хами, Цинхай, Юймэнь), где сосредоточено 30% от общих запасов по стране. В 1997 году во всем районе было добыто 16,4 млн т сырой нефти, а в 2001 году, по прогнозам, добыча должна возрасти до 23 млн т. Наиболее значительны месторождения Таримской впадины с разведанными запасами в 600 млн т и потенциальными в 18,8 млрд т. В северной части впадины имеются месторождения Кань, Тамарик, Ичкелик, Дунцулитагэ, Дунчэтан, Бостан, Якела, Тугалмин, Терген, Акекум, Сантаму, Цюнькэ, Луньнань. В южной части впадины находится группа месторождений Тачжун (Тачжун-1, Тачжун-4, Тачжун-6, Тачжун-10), соединенных с северным месторождением Луньнань трубопроводом длиной 315 км. Кроме того, месторождения нефти открыты в самой западной части Тарима на границе с Таджикистаном и Киргизией (Карато, Башэтопу). Добыча нефти в Таримской впадине в 1996 году составила 3,5 млн т, в 1999 году - 4,7 млн т, в 2000 году она должна вырасти до 5 млн т, а к 2010 году - до 14 млн т.
В Джунгарии между горными системами Алтая и Тянь-Шаня находится старое нефтяное месторождение Карамай, разведанное еще в 1897 году. Потенциальные запасы этого месторождения оцениваются в 1,5 млрд т (Карамай, Душаньцзы, Шиси, Мабэй, Урхо, Сянцзыцзе). Имеются трубопроводы Карамай-Урумчи и Карамай-Шаншань. Добыча нефти на месторождении не превышает 5 млн т.
Месторождения Цайдамской впадины (Лэнху-3, Лэнху-4, Лэнху-5) в 1990 году давали 3,5 млн т нефти . Добыча в настоящее время оценивается в 1,5-2 млн т. Построен нефтепровод Лэнху-Ланьчжоу.
В настоящее время более 90% нефти в стране добывается на суше, однако с 1969 года пробную нефть начали извлекать на шельфах Восточно-Китайского, Желтого и Южно-Китайского морей и Бохайского залива. Месторождения нефти открыты также на шельфе о. Хайнань (Вэньчан, Линьтоу, Ледун). Потенциальные запасы нефти на шельфе Южно-Китайского моря (на который претендуют, однако, по крайней мере 12 стран региона) оцениваются в 10-16 млрд т . В районе Южно-Китайского моря в настоящее время добывается 150-200 млн т нефти в год (все страны региона). Из этого объема на всем шельфе Китая 1993 году было добыто 4,5 млн т нефти, в 1996 году - около 15 млн т, в 1997 году - 16,2 млн т .
В 1994 году на шельфе Южно-Китайского моря Китай добыл 6,47 млн т сырой нефти, в 1996 году - 11,8 млн т. В настоящее время добыча возросла до 14-15 млн т , однако, по оценкам экспертов, разработки шельфовых месторождений принесли в целом разочаровывающие результаты. Первоначальные оценки нефтяных запасов китайского сектора шельфа (до 1,7 млрд т) оказались явно завышенными в целях привлечения иностранных инвесторов.
Крупные запасы нефти (300 млн т) разведаны в заливе Бохай (так называемый комплекс Бочжун). Нефтяные поля здесь разбиты на блоки, с 1979 года разрабатываемые иностранными компаниями (Chevron, Kerr McGee, Texaco, Agip, Samedan, Apache, Esso China Upstream, Wood Mackenzie, Phillips Petroleum International Corporation Asia совместно с китайской компанией CNODC). В 2000 году добыча нефти в Бохайском заливе составила 4 млн т.
Что касается переработки сырой нефти, совокупная мощность нефтеперерабатывающих предприятий КНР составила в 1999 году 4,3 млн барр/сутки. Заводы расположены в главных городах страны, а также на месте наиболее крупных месторождений. Впрочем, доля импорта в сырье для НПЗ постоянно увеличивается: в китайской нефти повышено содержание серы, и это делает более выгодным производство нефтепродуктов на основе легкой ближневосточной нефти . В настоящее время в Даньчжоу провинции Хайнань сооружается самый крупный в КНР нефтеперерабатывающий завод, стоимость первой очереди которого - 2,2 млрд долларов.
Нефтедобывающие компании
Добыча полезных ископаемых в Китае вертикально интегрирована и находится под жестким контролем государства. В 1998 году нефтегазовая промышленность была реформирована, и две из четырех существовавших тогда государственных компаний объединены. На данный момент добычей нефти и газа в КНР занимаются:
Китайская национальная нефтяная корпорация (China National Petroleum Co., CNPC). В 1998 году активы КННК составили 57,8 млрд долларов, компания контролирует 70% разведанных запасов нефти на севере, северо-востоке и западе страны. Объем добычи 107 млн т в год (1998). В 1999 году была учреждена PetroChina Company Ltd, которой CNPC передала большую часть своих активов внутри страны, оставив за собой зарубежный бизнес и управление трубопроводами;
Китайская национальная морская нефтяная корпорация (China National offshore Oil Corp., CNOOC) с капиталом 1,8 млрд. Отделения: China National oil and gas exploration and development Corporation (CNODC), China offshore oil Nanhai East (CONHE);
Китайская нефтехимическая корпорация (China Petrochemical Corp., Sinopec). Активы - 46 млрд долларов, перерабатывает ежегодно 36 млн т нефти.
В 2000 году доли в нефтегазовой промышленности Китая распределялись между этими тремя компаниями следующим образом:
Таблица 7
| Добыча нефти | Добыча газа | Переработка нефти | |
| CNPC | 67% | 68% | 45% |
| CNOOC | 10% | 17% | - |
| Sinopec | 23% | 15% | 55% |
Источник:
Существуют и отдельные компании, созданные со специализированными целями:
- China Petroleum Engineering and Construction Corp (CPECC) (строительство инфраструктуры нефтяного сектора, участие в строительстве предприятий нефтепереработки);
- Китайские нефтегазовые бюро (КНБ), которые занимаются строительством газо- и нефтепроводов;
- В 1997 году образована China National Star Petroleum Co (добыча нефти в южных провинциях КНР);
- Shanghai Petrochemical (нефтепереработка в Северо-Восточном Китае), сумма продаж 1,6 млрд долларов;
- Zhenhai Referining & Chem. (нефтепереработка в Юго-Восточном Китае), сумма продаж 1,3 млрд долларов;
- В Сянгане (Гонконге) монополистом по снабжению нефтью, а также переработке и складированию нефтепродуктов является японская компания Tokyo Electric Power Company.
В КНР приняты довольно четкие правила и постановления в отношении разработки нефтяных ресурсов. Следует отметить в этой связи:
- Временные правила регулирования регистрации данных разведки и добычи нефти и природного газа (приняты Госсоветом КНР в 1987 году);
- Постановление о внесении платы за использование территории нефтяного шельфа при освоении нефтяных ресурсов (1968);
- Положение об охране нефтепроводов и газопроводов (1969);
- Постановление о возмещении ущерба при сейсмической разведке нефтяных залежей (1989);
- Временное постановление о внесении платы за использование месторождений при освоении континентальных нефтяных ресурсов путем кооперации китайских и иностранных предприятий (1990);
- Положение КНР о сотрудничестве с иностранцами в разработке нефтяных ресурсов на суше (1993).
Наличие достаточно хорошо разработанной правовой базы позволяет иностранным компаниям успешно работать в Китае. К началу 1998 года было подписано более 130 контрактов с 67 иностранными компаниями из 18 стран на разведку и эксплуатацию нефтяных месторождений на шельфе Южно-Китайского моря. Все вместе они вложили около 3 млрд долларов. Так, консорциум из трех компаний (China Offshore Oil Nanhai East (CONHE) - 51% акций, Amoco Orient Pertoleum - 24,5%, Kerr McGee China Pertoleum - 24,5%) вложил 650 млн долларов в проект Люйхуа - месторождение в 120 милях к юго-западу от Гонконга в дельте р. Жемчужной, запасы которого оцениваются в 160 млн т нефти. В 1990 году образована группа CACT (China National Offshore Oil Corporation - 51%, Agip China BV, Chevron Overseas pertoleum Inc. - 49%) с участием Texaco China B.V., которая продолжает разведку другого месторождения - Хуэйчжоу в дельте р. Жемчужной, с предполагаемым уровнем добычи 5-6 млн т в год.
В стране имеется программа строительства крупных емкостей для хранения нефтепродуктов общим объемом 2171 тыс. м?, в том числе, в Шэньчжэне, Циндао, на о. Хайнань (Лингао), Шанхае (Пудун), Чэнду (Сычуань) . В строительстве принимают участие иностранные компании - Agip, Feoso, Marubeni, Shell, Saudi Aramco, Sangyong, Mitsui. В разведке новых месторождений принимают участие также компании Santa Fe (США), Occidental Petroleum, JHN oil operation Co, Exxon Corp.
Международные проекты
Как уже упоминалось выше, в настоящее время 50% сырой нефти Китай импортирует из Омана, с которым заключен ряд долгосрочных соглашений. Однако КНР не может устраивать такая зависимость от одного поставщика, поэтому сейчас прорабатываются варианты долгосрочных соглашений на поставку нефти и газа из Саудовской Аравии, Ирака, Перу, Кувейта, ОАЭ, Брунея, Индонезии, Малайзии. Китай добивается права на участие в разработках нефтяных и газовых месторождений Папуа-Новой Гвинеи, Судана, Таиланда, Венесуэлы; в Судане, Ираке и Перу приобретены права на проведение поисково-разведывательных работ на ряде месторождений.
В соответствии с Генеральным соглашением между Министерством энергетики и природных ресурсов Республики Казахстан и Китайской Национальной нефтяной корпорацией (CNPC) была начата разработка технико-экономического обоснования (ТЭО) строительства казахстанско-китайского нефтепровода. Казахская часть трубопровода Актау-Кумколь составит 1200 км, китайская часть - 1800 км (по территории СУАР). От нефтяных месторождений СУАР китайская трубопроводная система продолжается до города Шаншань. В случае, если загрузка нефтепровода будет не менее 20 млн т нефти в год, трубопровод может быть продлен до Ланьчжоу, откуда уже имеется магистральный нефтепровод в Восточный Китай. Общая длина нефтепровода Актау-Кумколь, таким образом, составит около 3000 км при стоимости 2,4-2,7 млрд долларов и гарантированной пропускной способности 20 млн т в год (максимальная - 40 млн т).
Строительство по расстоянию и необходимым вложениям разбито на три этапа:
1. Кенкияк-Кумколь - 785 км, 785 млн долларов.
2. Атасу - Алашанькоу (КНР) - 1100 км, 1,3 млрд долларов.
3. Атырау-Кенкияк (410 км, 359 млн долларов) и Кумколь-Каракоин (199 км, 131 млн долларов).
В 1997 году было заключено рамочное соглашение о намерениях, однако в 1999 году все работы по ТЭО были приостановлены.
К очевидным преимуществам проекта можно отнести отсутствие риска транзитных стран. Между 1996 и 1998 годами Китай в лице CNPC приобрел за 4 млрд долларов 60% акций компании АО “Актобемунайгаз” (АМГ), которой принадлежит месторождение Узень на п-ове Мангышлак. В то же время специалисты указывают на очевидные недостатки проекта: большую протяженность, отсутствие развитой внутренней сети, соединяющей СУАР и восточные районы Китая, опасность недостатка нефти, поскольку рентабельным трубопровод может стать при перекачке не менее 20 млн т в год. К тому же в самом СУАР пока не подтверждаются большие расчетные запасы нефти на месторождениях Таримской впадины. Казахская нефть никогда не будет дешевле, чем ближневосточная, и может рассматриваться прежде всего с точки зрения политической необходимости диверсифицировать источники углеводородного сырья.
Наблюдатели подчеркивают, что китайская сторона пока считает проект в целом неэффективным, и Казахстан вынужден считаться с этим выводом.
Следует учесть и негативный опыт сотрудничества Казахстана и КНР. Ежегодно, начиная с 1997 года, “Актобемунайгаз” экспортировал в Китай через Россию около 2 млн тонн нефти, поставляя ее по прямому трубопроводу на Орский нефтеперерабатывающий завод. Специальные распоряжения правительства России освобождали эту нефть от таможенной пошлины как транзитную. Однако в январе 2001 года срок льготы на экспорт для АО “АМГ” истек, но договоренности и лицензия на экспорт не были переоформлены CNPC. В результате Орский НПЗ отказался принимать казахстанскую нефть, остановились десятки нефтяных скважин, в дома актюбинцев перестал поступать газ, добываемый попутно при извлечении нефти, под угрозой оказалась работа Актюбинской ТЭЦ. Только с большим трудом CNPC удалось достичь соглашения с владельцем Орского НПЗ - Тюменской нефтяной компанией. Кроме того, казахстанской стороной отмечалось, что CNPC не выполнила взятого на себя при покупке акций АМГ обязательства построить трубопровод из Казахстана в Западный Китай (нефть по-прежнему доставляется туда по железной дороге) и не выдерживает графика инвестиций, предусмотренного договором: в 1999 году он был выполнен лишь на 59% .
Следует отметить также участие китайской корпорации CNPC в двух совместных проектах с туркменской государственной компанией “Туркменнефть” по разработке нефтяного месторождения Гумдаг, а также месторождений на шельфе Каспийского моря.
Российский проект
Перспективы импорта нефти из России кажутся для Китая достаточно очевидными, благодаря территориальной близости и существующей в России развитой сети трубопроводов, которую вполне можно продолжить для экспорта в Китай. Тем не менее, до сих пор не существует ни одного завершенного российско-китайского нефтяного проекта. Пока что в стадии завершающих согласований находится только проект нефтепровода от месторождений Красноярского края в Китай. Ожидалось, что соглашение будет подписано в июле 2000 года во время визита президента РФ В. Путина в КНР, однако этого не случилось.
Соглашение о составлении ТЭО проекта CNPC заключила с ЮКОС в феврале 1999 года.
В декабре 1999 года был подписан меморандум о прокладке нефтепровода из Ангарска в Китай. Стоимость проекта оценивалась в 1,7 млрд долларов, пропускная способность трубы - 30 млн т в год в течение 25 лет (добыча становится нерентабельной при загрузке менее 20 млн т в год). Работы по ТЭО планировалось завершить в 2000 году, однако российская сторона тогда не смогла предоставить гарантий достаточного количества нефти. Изначально предполагалось, что ее основной объем будет поступать из Западной Сибири, однако большинство тамошних месторождений уже вступили в период спада добычи, и гарантировать необходимые поставки оказалось невозможно. Затем решено было переориентироваться на Юрубчено-Тохомскую зону (ЮТЗ) Восточной Сибири, извлекаемые запасы которой оцениваются в 900-1100 млн т - это самое крупное неразработанное месторождение нефти и газа в Восточной Сибири . Юрубченский участок, где предполагается вести работы, содержит около 300 млн тонн извлекаемых запасов нефти и является наиболее изученной частью ЮТЗ.
Определенным преимущество проекта - возможность использования имеющегося нефтепровода Тюмень-Омск-Красноярск-Иркутск, к которому, однако, еще предстоит создать отводы. Лицензия на геологоразведочные работы и разработку Верхнечонского, Юрубчено-Тохомского и Собинского месторождений ЮТЗ принадлежит Восточно-Сибирской нефтяной компании (ВСНК), где 68% акций владеет НК ЮКОС.
Однако крупное Куюмбинское месторождение той же зоны разрабатывается “Славнефтью”. Последнее обстоятельство создало значительные затруднения для проекта, поскольку две компании не могли прийти к соглашению по ключевым вопросам. Только к сентябрю 2000 года ЮКОСу удалось приобрести дополнительные права на освоение месторождений, которые позволили ему достичь паритета со “Славнефтью” и приступить к согласованию интересов . Одновременно ЮКОС активизировал работы на Терско-Камском участке Юрубчено-Тахомской зоны.
Другое затруднение лежало в том, что, хотя еще в мае 1999 года Государственная Дума приняла решение об освоении Юрубченского месторождения на условиях СРП, “Соглашение” о разделе продукции на месторождении так и не было подготовлено , и налоговый режим проекта, таким образом, пока не определен. Что касается Куюмбинского месторождения, оно пока только рекомендовано Правительством РФ Госдуме для рассмотрения на предмет перевода его на режим СРП.
В данный момент рассматривается два возможных маршрута трубопровода: через Монголию и минуя ее. Для российских компаний предпочтителен экономически более выгодный путь через Монголию на Пекин, для CNPC - в обход Монголии из Ангарска в Харбин, до месторождения Дацин, далее по существующим нефтепроводам в порты
Далянь, Циндао и другие.
Предполагаемый тариф за прокачку нефти по маршруту составит 30 долларов за тонну, тогда как перевозка нефти из Омана обходится КНР в 10 долларов за тонну.
Немаловажно, что в Китае - стране с плановой экономикой - директивами на 10-ю пятилетку (2001-2006 годы) не предусмотрено строительство ни казахского, ни сибирского нефтепроводов. Таким образом, проект, очевидно, не относится к реализуемым в ближайшие несколько лет.
Причины сегодняшних неудач
Не приходится сомневаться в перспективности китайского рынка топливных элементов, однако будущее России на нем, несмотря на колоссальные запасы сырья, представляется очень неопределенным. Сущность проблем, встающих перед Россией в этой сфере, на наш взгляд можно свести к нескольким пунктам.
1. Нерентабельность
Российская нефть не относится к дешевой, а существующие экспортные платежи и акцизы, в сочетании с дороговизной транспортировки, делают ее для КНР слишком дорогой. За один только 2000-й год ставки вывозных таможенных пошлин на российскую нефть повысились с 15 до 32 евро за 1 т , и не приходится сомневаться, что они будут повышаться далее, особенно учитывая, что Россию ожидают масштабные выплаты по внешним долгам, средства на которые традиционно изымаются из нефтедолларов.
2. Несовершенство законодательства
Российское законодательство в области разработки месторождений до сих пор не сформировано окончательно; так, отсутствует завершенная нормативно-правовая база по СРП, не устранены противоречия между Законом о СРП и Налоговым кодексом. Если учесть некоторое недовольство региональных и федеральных властей первыми опытами разработки нефтяных месторождений по схеме СРП, то становятся неочевидными и дальнейшие перспективы СРП в России. Все это не позволяет привлечь средства, необходимые для разработки новых месторождений и строительства трубопроводов.
Кроме этого, в ближайшее время следует ожидать других изменений в законодательстве. Так, началась реформа правил допуска экспортеров к магистральным нефте- и газопроводам, для чего создана специальная комиссия Правительства РФ . В результате планировать импорт нефти из России для иностранных партнеров стало значительно сложнее. Нужно учитывать при этом, что Китай - государство с плановой экономикой и мощной бюрократической системой, для которой любые изменения в законодательстве страны-партнера, даже в более выгодную для себя сторону - причина полностью свернуть контакты и выждать, пока
все “утрясется”.
3. Отсутствие государственных гарантий
Китай традиционно предпочитает работать в условиях, когда сотрудничество на всех этапах, начиная от предварительных переговоров, подкреплено надежными государственными гарантиями. Кроме того, ожидается, что позиции компаний, с которыми ведутся переговоры, и государства будут согласованы, чего в России ждать не приходится. В тех же случаях, когда несколько российских компаний одновременно выступают с различными, не согласованными между собой
предложениями, ссылаясь при этом на поддержку российского государства, можно с достаточной степенью вероятности ожидать от китайской стороны отказа воспринимать эти предложения как реальные.
4. Непонимание специфики взаимоотношений
Случай с “Актобемунайгазом” (и комментарии по нему в российской и казахстанской прессе) интересен тем, что демонстрирует непонимание в нашем деловом мире (имеется в виду как Россия, так и страны СНГ) специфики взаимоотношений между китайским бизнесом и китайским государством. Поэтому с Китаем в наших корпорациях работают те же группы, которые ведут переговоры и с западными нефтяными компаниями, что приводит к многочисленным ошибкам.
Невыполнение китайцами своих обязательств - норма для бизнеса в тех случаях, когда желание “получить дешевле, отдать дороже, расходов по прежним обязательствам не нести” не уравновешивается чиновничьим аппаратом. Отсюда, например, родился миф о плохом качестве китайских товаров. Нужно понимать, что в китайском государстве бизнес всегда стоит чуть ниже госаппарата. Этот момент и другие особенности китайского мышления требуют от российских компаний создания постоянных групп для работы именно с Китаем (и в Китае), а не привычного для россиян представления, что всё или почти всё можно продумать и подготовить непосредственно в России. Вести дела с китайским нефтегазовым сектором нельзя по российской или европейской схеме.
ЛИТЕРАТУРА:
1. BP Amoco Statistical Review of World Energy. 1994.
2. Energy in Japan. 1989, #5.
4. OPEC Petroleum (general review). 1997-1998.
5. 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.
14. State Petroleum and Chemical Administration (China). 1999.
15. Wood Mackenzie Statistical Review.
21. ИВД РАН, экспресс-информация. 1996, № 5.
23. Международная жизнь. 1999, № 10.
24. Нефтегазовая вертикаль. 1999, № 2-3.
25. Там же. 2000, № 2.
26. Нефть России. 2000, № 2.
29. Эксперт. 2000, № 13.
30. Китай в XXI веке. Тезисы докладов // ИДВ РАН. М., 2000.
31. Нефтегазовая вертикаль. 2000, № 11.
32. Эксперт, 2000, № 45.
33. 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.
Георгий Дмитриевич БЕССАРАБОВ - ведущий научный сотрудник отдела проблем Азии и АТР Российского института стратегических исследований
Александр Дмитриевич СОБЯНИН - заместитель главного редактора аналитического журнала "Профи"
Одним из вариантов решения проблемы энергетической уязвимости также является увеличение собственных добывающих мощностей, экстенсивное и интенсивное развитие нефтедобывающей промышленности. По этой причине, важность акватории Южно-Китайского моря в процессе обеспечения энергетической безопасности Китайской Народной Республики выражается не только в ее значимости в качестве торгового маршрута. Дело в том, что усиливающуюся с каждым годом зависимость Китая от импорта энергоресурсов можно ослабить за счет ресурсов акватории ЮКМ.
Южно-Китайское море, расположенное в Юго-Восточной Азии, является очень важной акваторией для КНР, поскольку в его недрах могут содержаться значительные запасы необходимых стране нефти и газа. Служба энергетической информации при Департаменте энергетики правительства США приводит следующие цифры: ресурсы Южно-Китайского моря составляют около 11 млрд бр. нефти и 5,3 трлн куб. м природного газа (причем это именно доказанные, а не предполагаемые объемы сырья)South-China Sea Full Report [Электронный ресурс] / U.S. Energy Information Administration, 2014. P. 14.. Однако в связи с невозможностью на данный момент провести глобальные исследования этой области (это связано со сложностями в определении исключительных экономических зон прибрежных государств), существует вероятность, что настоящие запасы акватории ЮКМ могут значительно превышать те значения, наличие которых уже доказано. Например, согласно расчётам аналитиков Китайской национальной шельфовой нефтяной корпорации (CNOOC), в акватории содержится примерно 125 млрд бр. нефти и 14 трлн куб. м газаBrown D. More fuel to South China Sea disputes [Электронный ресурс] / Asia Times Online, 2013. URL: http://www.atimes.com/atimes/Southeast_Asia/SEA-02-120313.html (дата обращения: 14.04.2014).
Таким образом, использование недр и богатств Южно-Китайского моря может на значительный период времени обеспечить КНР нужными ресурсами и, следовательно, стать залогом бесперебойного, стабильного экономического развития.
Однако на берегах Южно-Китайского моря располагаются страны, которые заинтересованы в данных ресурсах не меньше Китая.
Таблица 1. Доказанные запасы нефти и природного газа в 2012 г. в странах ЮВА, расположенных у Южно-Китайского моря (данные по Камбодже отсутствуют)
Источник: BP Statistical Review of World Energy June 2013BP Statistical Review of World Energy June 2013 [Электронный ресурс]. P. 4., 23. , U.S. Energy Information Administration, *Philippines Analysis Note, 2014Philippines Analysis Note [Электронный ресурс] / U.S. Energy Information Administration, 2013. URL: http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=RP#pet (дата обращения: 15.04.2014)
Страны, перечисленные в Таблице 1, находятся на стадии активного экономического роста, так же, как и Китай. В силу данной специфики потребности государств Юго-Восточной Азии в самых различных ресурсах будут непрерывно расти. Тем не менее, стоит заметить, что именно нефть и природный газ особенно важны для данных государств. Согласно данным, указанным в статье Воронина А.С. и Усова И.В., еще «в 2010 г. в структуре первичного потребления энергии шести наиболее развитых стран АСЕАН 76% приходилось на нефть и газ»Воронин А. С., Усов И.В. Указ. соч. С. 162.. Следовательно, добыча и поставка этих ресурсов в самом деле носит стратегический характер. Как можно видеть из Таблицы 1, указанные страны обладают сравнительно малыми запасами, как нефти, так и газа, десятыми долями от общемировых запасов. Даже при текущих общих объемах добычи нефти странам акватории хватит менее, чем на 15 лет, а природного газа - на 27 лет. Вследствие этого, учитывая и усиливающийся тренд на потребление экологически сравнительно безопасных ресурсов (использование нефти и газа наносит экологии меньше вреда, чем использование угля), страны, расположенные у Южно-Китайского моря, несомненно, проявляют высокий интерес к богатствам акватории. Ресурсы, скрытые под водами ЮКМ, могли бы дать серьезный стимул развитию всех стран субрегиона.
Таблица 2. Производство и потребление нефти и природного газа в 2012 г. в странах ЮВА, расположенных у Южно-Китайского моря (данные по Камбодже отсутствуют)
|
Произв. нефти (в млн бр. в день) |
Потребление нефти (в млн. бр. В день) |
Импорт (экспорт) нефти (в тыс. бр. в день) |
Производство газа (в млрд куб. м в год) |
Потребление газа (в млрд. куб. м в год) |
Импорт (экспорт) газа (в млрд куб. м в год) |
|
|
Индонезия |
||||||
|
Малайзия |
||||||
|
Филиппины |
||||||
|
Итого, по данным странам |
Источник: Источник: BP Statistical Review of World Energy June 2013 BP Statistical Review of World Energy June 2013 [Электронный ресурс]. P. 23., U.S. Energy Information Administration, *Brunei Analysis NoteBrunei Analysis Note [Электронный ресурс] / U.S. Energy Information Administration, 2013. URL: http://www.eia.gov/countries/country-data.cfm?fips=BX (дата обращения: 15.04.2014), **Philippines Analysis Note, 2014 Philippines Analysis Note [Электронный ресурс] / U.S. Energy Information Administration, 2013.
Впрочем, в данном случае конкуренция за обладание энергоресурсами носит различный характер в зависимости от типа топлива, за обладание над ведут борьбу государства региона.
Согласно Таблице 2, указанные страны ЮВА так же, как и Китай, являются нетто-импортерами нефти. Уже сейчас, в соответствии с Таблицей 2, объемы потребления нефти выше объемов её производства минимум на 1,46 млн бр. в день. И, согласно прогнозам Азиатского Банка Развития (АБР), зависимость от нетто-импорта нефти в Юго-Восточной Азии возрастет с 29,6% в 2005 г. до 71,9% к 2030 г., а добыча этого ресурса в Индонезии, Вьетнаме и Малайзии может не догнать темпы роста спросаEnergy Outlook for Asia and Pacific [Электронный ресурс] / Asian Development Bank, 2009. Систем. требования: Adobe Acrobat Reader. URL: http://www.adb.org/sites/default/files/pub/2009/energy-outlook.pdf (дата обращения: 02.03.2014) P. Xiii..
Достаточно интересная ситуация в Юго-Восточной Азии складывается вокруг природного газа. В целом, по состоянию на 2011 г., страны ЮВА не испытывали недостатка в объемах производства потребляемого природного газа, более того, три указанные в таблице государства являются нетто-экспортерами природного газа: это Бруней, Индонезия и Малайзия. Последние две страны занимают немалую долю на китайском рынке импорта СПГ: на них приходится 29% всех поставок. Однако наличие крупных импортеров сжиженного природного газа, расположенных к Китаю достаточно близко, все равно не гарантирует энергетической безопасности второй экономике мира, что объясняется двумя причинами. Во-первых, страны АСЕАН опасаются возрастающей роли Китая в регионе и весьма настороженно относятся к усилению экономических взаимоотношений между членами Ассоциации и КНР. Действительно, одной из политических стратегий Китая является усиление экономических связей со странами Юго-Восточной Азии. Помимо этого, Китай всегда стремится взаимодействовать на уровне двусторонних отношений, а не на уровне Ассоциации, поскольку таким образом страна может добиться более выгодного для себя сотрудничества. По этой причине, дабы снизить зависимость от Китая, страны АСЕАН стремятся диверсифицировать круг своих покупателей, что, несомненно, не может не беспокоить Китай. Во-вторых, помимо сложной политической и экономической обстановки в регионе, по прогнозам АБР, страны ЮВА могут к 2030 г. стать нетто-импортерами ещё и данного вида сырьяEnergy Outlook for Asia and Pacific [Электронный ресурс] / Asian Development Bank, 2009. P. 13.. Это значит, что эти государства так же стоят перед экономическим выбором: или возрастающие потребности в нефти нужно закрывать за счет собственной добычи, или же за счет импорта ресурса.
Таким образом, учитывая постоянно растущие потребности и Китая, и государств Юго-Восточной в таких ресурсах, как нефть и газ, проблема поиска источников этих ресурсов становится для данных стран всё более и более актуальной. Она уже сейчас носит стратегический характер и в случае её усугубления может самым прямым образом угрожать нормальному развитию государств региона.
Особенности географического положения основных нефте- и газодобывающих стран Юго-Восточной Азии - это продолжительные береговые линии, а некоторые страны в принципе являются островными государствами, что означает: основные районы добычи нефти приходятся на морские районы, что можно легко доказать на примере Филиппин. Как следует из карты, опубликованной министерством энергетики Филиппин (см. приложение 6), большая часть областей, в которых были заключены контракты на добычу ресурсов - это морская, прибрежная зонаJose Rene D. Almendas. The Philippines Energy Sector [Электронный ресурс] / Philippines Department of Energy, 2013. Систем. требования: Adobe Acrobat Reader. URL: https://www.doe.gov.ph/doe_files/pdf/Researchers_Downloable_Files/EnergyPresentation/SRDA_Energy_Sector_Clark.pdf (дата обращения: 20.04.2014) P. 6.. Из этого следует, что акватория Южно-Китайского моря является очень желанной областью для стран, чьи исключительные экономические зоны (ИЭЗ) располагаются в ней: закрепление за собой значительной части морского пространства ЮКМ позволило бы монополизировать добычу полезных ископаемых. Благодаря этим запасам могли бы быть решены проблемы поиска источников энергии каждой страны. Поэтому именно в акватории Южно-Китайского моря сталкиваются «энергетические» интересы прибрежных стран, как и добывающих ресурсы государств, так и тех, которые в перспективе могли бы добывать эти богатства (например, Филиппины, которые при наличии этих ресурсов получили бы возможность для активного развития).
Таким образом, важность ЮКМ для Китая, помимо обеспечения безопасности торговых путей, действительно обуславливает исключительная экономическая и энергетическая привлекательность ресурсного потенциала данного субрегиона Юго-Восточной Азии, а также наличие серьезной конкуренции со стороны других развивающихся государств ЮВА.
Менее, чем за десятилетие Китай превратился в один из крупнейших мировых рынков газа и стал крупным импортером СПГ. Часть поставок газа обеспечивается внутренней добычей, часть - импортируется в страну по трубопроводам и через СПГ-терминалы.
Уголь остается главным источником китайской электрогенерации. Согласно официальным данным, в 2014 году 64,2% электроэнергии в стране были сгенерированы на угольных электростанциях. Правительство пообещало сократить долю угля до 62% к 2020 году. К этому же времени вклад газа в электрогенерацию превысит 10%, что значительно больше доли в 6%, зарегистрированной в 2014 г. Промышленность является главным потребителем газа в Китае. Другими потребителями являются жилой сектор, электрогенерация и транспорт.
Китай значительно зависит от импорта нефти и газа, и его зависимость от обоих видов топлива резко выросла в последние годы. В стране есть несколько магистральных трансграничных трубопроводов, по которым газ поступает из стран Средней Азии и Мьянмы. Китай также строит трубопровод на северо-востоке, по которому к концу этого десятилетия должен начаться импорт российского газа из Восточной Сибири.
Китай - крупнейший источник парниковых газов в мире, и руководство страны пообещало, что пик выбросов углерода будет достигнут к 2030 году, хотя многие ожидают, что это произойдет раньше. Чтобы снизить выбросы парниковых газов, Китаю придется использовать гораздо больше источников возобновляемой энергии и газа. Ожидается, что следующие несколько десятилетий возобновляемые источники энергии будут играть важную роль в электроснабжении Китая. Правительство взяло на себя обязательство к 2030 году довести долю неископаемых источников топлива до 20%.
Будучи самым чистым ископаемым видом топлива, газ несомненно будет играть важную роль в будущем энергообеспечении Китая, и это усилит спрос на СПГ. И государственные нефтяные компании, и независимые фирмы занимаются в стране строительством ряда новых импортных терминалов. Страна также стремится расширить внутренюю добычу, уделяя особое внимание сланцевому газу и глубоководным месторождениям. Согласно оценкам, извлекаемые запасы сланцевого газа в Китае превышают 25 трлн кубометров.
Статистика
За последние 10 лет добыча природного газа в Китае выросла более, чем в три раза. Сегодня Китай является одним из крупнейших производителей природного газа в мире. Разработка офшорных месторождений и нетрадиционных запасов означает, что добыча газа в Китае продолжит расти.
За последнее десятилетие потребление газа в Китае росло очень быстро. До 2008 года производство и потребление были примерно на равном уровне, однако в 2008 году потребление начало превышать добычу в значительных объемах, и Китай превратился в одного из крупнейших мировых импортеров газа.
Рост спроса на газ замедлился в 2015 году из-за общего замедления экономического роста и неблагоприятных рыночных условий для газа. Ожидается, что, несмотря на падение цен, в этом году импорт СПГ снизится, так как СПГ приходится конкурировать с трубопроводными поставками из Средней Азии.
Китай использует газ множеством разных способов. Почти половина всего используемого газа уходит на отопление жилого сектора и объектов промышленности, в то время как электрогенерация занимает в списке возможных способов использования третье место. Значительные объемы газа также используются в энергетической промышленности и в качестве сырья для нефтехимической отрасли.
Отечественные компании
Три государственные нефтяные компании Китая закрепились в секторе газораспределения, получив контроль над всем газоснабжением и практически монопольное положение на внутреннем рынке газа. До этого эти три компании обеспечили себе практическую монополию над проектами разведки и добычи газа, и над импортом и транспортировкой газа по трубопроводам.
China National Petroleum Corp.
China National Petroleum Corp. (CNPC) - государственная нефтегазовая компания. Хотя в центре её внимания лежит разработка внутренних ресурсов, у компании есть значительный портфель международных инвестицией и проектов в 29 странах по всему миру.
Компания подразделяет свою деятельность на шесть основных направлений. Первым направлением является разведка и добыча нефти и газа, переработка, транспортировка и торговля этими видами топлива. Другими направлениями деятельности являются инженерно-конструкторские услуги, геофизические методы разведки и производство бурового и спасательного оборудования. Контроль и регулирование капитала, финансовые и страховые услуги являются отдельным направлением деятельности. Последним направлением является развитие новой энергетической базы, центральной задачей которого в свою очередь является разработка нетрадиционных запасов и внедрение технологий использования возобновляемых источников энергии.
Компания создала ряд совместных предприятий с крупными международными нефтяными компаниями с целью разработки месторождений в самом Китае, особенно в том, что касается метана угольных пластов и запасов сланцевого газа.
Sinopec
Компания Sinopec - крупнейший в Китае производитель и поставщик светлых нефтепродуктов и продуктов нефтепереработки. Это интегрированная (многоотраслевая) нефтяная компания, работающая по многим направлениям - от разведки до продажи продуктов переработки, от транспортировки топлива до импортно-экспортных операций.
Акции компании Sinopec котируются на китайской и международной биржах, но она контролируется и финансируется правительством Китая. Компания занимается разработкой пяти проектов разведки и добычи, призванных увеличить объем производства. Эти проекты - нефтяное месторождение Шенгли, бассейн Тарим, бассейн Ордос, Сичуаньский бассейн, а также нетрадиционные запасы нефти и газа.
China National Offshore Oil Corp.
China National Offshore Oil Corp. (CNOOC) ведет разработку на четырех ключевых участках в Бохайване, Восточно-Китайском море, в восточной и западной частях Южно-Китайского моря. Бохайвань считается самым важным участком по добыче нефти, где коэффициент восполнения запасов составляет 101,8%, и существует значительный потенциал для расширения.
Компания заключила ряд соглашений о разделе продукции с зарубежными партнерами с целью разработки офшорных месторождений нефти и газа. Компании также принадлежат доли в нефтяных и газовых месторождениях Индонезии, Австралии, Нигерии, США и Канады.
СПГ-терминалы
СПГ-терминал «Бэйхай»
Терминал «Бэйхай» с заявленной мощностью в 3 млн т/г, расположенный в автономном районе Гуанси, принял свой первый груз, прибывший на газовозе BW Pavilion Vanda, 27 марта 2016 года. Газовоз завершил пришвартовку к пристани терминала 28 марта и начал передачу груза 1 апреля. Груз поступил с завода по сжижению газа Australia Pacific, с которым у Sinopec подписан договор на покупку 7,6 млн тонн СПГ в год.
СПГ-терминал «Цаофэйдянь-Таншань»
| Запуск | 2013 |
| Местоположение | Таншань, Хэбэй |
| Мощность | 3.5 млн т/г |
| Выгружные причалы | 1 |
| Объем хранилища | 640 млн кубометров |
| Оператор | PetroChina |
| Акционеры | Petrochina, 51%; Beijing Enterprises Group, 29%; и Hebei Natural Gas, 20% |
| Сайт | www.petrochina.com.cn |
Третий СПГ-терминал компании PetroChina обеспечивает газом Пекин и Тяньцзинь. Газ поставляется через трубопровод «Юнцин-Таншань-Циньхуанда́о» длиной в 312 км, который соединяется с трубопроводной сетью «Шаань-Цзинг», питающей Пекин. У компании есть планы второй стадии проекта, которая увеличит мощности по регазификации до 6,5 млн т/г, и третьей стадии, которая доведет мощность до 10 млн т/г.
СПГ-терминал «Далянь»
| Запуск | Декабрь 2011 |
| Местоположение | порт Далянь, провинция Ляонин |
| Мощность | 6 млн т/г |
| 8.5 млрд кубометров/г | |
| Выгружные причалы | 1 |
| Вместимость причала | 267 млн кубометров |
| Объем хранилища | 480 млн кубометров |
| Стоимость | 4.7 млрд юаней |
| Оператор | PetroChina |
| Акционеры | PetroChina Kunlun Gas Co., 75%; Dalian Port Authority, 20%; и местные компании 5% |
| Сайт | www.cnpc.com.cn |
Второй СПГ-терминал компании PetroChina соединен с Северо-восточной газопроводной сетью для поставок газа потребителям в северо-восточных регионах Китая. Первый пробный груз был получен из Катара в ноябре 2011 года.
Мощность терминала была расширена до 6 млн т/г, по сравнению с мощностью лишь в 3 млн т/г при запуске. Сегодня объем поставляемого с терминала газа составляет 8,5 млрд кубометров/год.
Терминал будет получать СПГ в рамках контрактов, подписанных PetroChina с QatarGas 4 и австралийским СПГ-проектом «Горгон».
Этот терминал стал первым из китайских СПГ-терминалов, предложившим услуги по разбивке крупной партии товара на более мелкие, загружая малые судна для доставки СПГ вдоль побережья.
СПГ-терминал «Дапхэн»
| Запуск | Сентябрь 2006 |
| Местоположение | Дапхэн, Гуандун |
| Мощность | 6.8 млн т/г |
| Испарители | 9 наборов |
| Выгружные причалы | 1 |
| Вместимость причала | 217 млн кубометров |
| Объем хранилища | 480 млн кубометров |
| Стоимость | 3.6 млрд долларов |
| Оператор | Guangdong Dapeng LNG Co. |
| Акционеры | CNOOC, 33%; BP, 30%; Guangdong Province Consortium, 31%; и две гонконгские коммунальные компании, 6% |
| Сайт | www.dplng.com |
«Дапхэн» - первый СПГ-терминал Китая, который является частью более крупного инфраструктурного проекта, включавшего в себя строительство газопровода, четырех электростанций на сжиженом газу, конверсию мазутной электростанции в газовую, а также судостроительные проекты.
Первоначальная мощность терминала составляла 3,7 млн т/г, а затем была расширена до 6,8 млн т/г.
С ноября 2007 года терминал также предоставляет услуги по загрузке автоцистерн.
Терминал «Дапхэн» получает СПГ с третьей очереди проекта QatarGas и с австралийского проекта «Северо-Западный шельф». Около двух третей импортируемого газа используется для генерации электричества, а остальное поставляется в жилой сектор.
СПГ-терминал «Дунгуань»
Это первый СПГ-терминал, принадлежащий частным компаниям. Его работа началась с покупки груза в размере 36 тыся тонн СПГ у малайзийской компании Petronas, который был доставлен 17 сентября 2013 года. Контракт на вторую партию СПГ-импорта был заключен терминалом в марте 2014 г с поставкой в мае. Груз был доставлен судном вместимостью 76 тысяч кубометров (35 тысяч тонн). Терминал оборудован двумя складскими резервуарами с объемом в 80 млн кубометров каждый, а также рядом небольших резервуаров, благодаря которым общий объем хранилища составляет 170 млн кубометров. Терминал также обладает резервуарами для хранения 132 тысяч кубометров нефтепродуктов и 125 тысяч кубометров нефтехимикатов. По информации оператора терминала компании Jovo, причал терминала может принимать суда с водоизмещением около 50 тысяч тонн или 80 тысяч кубометров.
СПГ-терминал «Хайнань»
| Запуск | август 2014 |
| Местоположение | Особая экономическая зона «Янпху», Хайнань |
| Мощность | 3 млн т/г |
| Выгружные причалы | 1 |
| Вместимость причала | 267 млн кубометров |
| Объем хранилища | 320 млн кубометров |
| Стоимость | 6.5 млрд юаней (1.05 млрд долларов) |
| Оператор | CNOOC |
| Акционеры | CNOOC, 65%; и Hainan Development Co., 35% |
| Сайт | www.cnooc.cn |
Строительство завода началось в августе 2011 года. Трубопровод длиной в 114 км, с пропускной способностью 13,8 млрд кубометров, поставляет газ с терминала в сети провинции Хайнань. Существуют также планы по строительству трубопровода через пролив Хуйнань до Гуандуна.
Терминал принял свой первый груз в августе 2014 г. Газ был доставлен на СПГ-танкере Rasheeda вместимостью 210 млн кубометров. Этот объект - второй подобный терминал в Китае, обладающий возможностью распределять крупные партии топлива на более мелкие, нагружая небольшие суда для доставок вдоль побережья.
СПГ-терминал «Нинбо-Чжэцзян»
| Запуск | Sep 2012 |
| Местоположение | порт Бэйлунь, Нинбо, провинция Чжэцзян |
| Мощность | 3 млн т/г |
| Выгружные причалы | 1 |
| Вместимость причала | 267 млн кубометров |
| Объем хранилища | 480 млн кубометров |
| Стоимость | 6.79 млрд юаней (1.1 млрд долларов) |
| Оператор | CNOOC |
| Акционеры | CNOOC, 51%; Zhejiang Energy Co., 29%; и Ningbo Power, 20% |
| Сайт | www.cnoocgas.com |
Четвертый СПГ-терминал компании China National Offshore Oil Corp., он же шестой СПГ-терминал Китая в целом, поставляет газ в газораспределительные сети Чжецзяна. Контракт на поставки СПГ подписан с проектом QatarGas 3.
Вторая фаза развития предусматривает расширение мощности терминала до 6 млн т/г.
СПГ-терминал «Путянь-Фуцзянь»
| Запуск | февраль 2009 |
| Местоположение | Путянь, залив Мэйчжоу, провинция Фуцзянь |
| Мощность | 6.3 млн т/г |
| Выгружные причалы | 1 |
| Вместимость причала | 165 млн кубометров |
| Объем хранилища | 320 млн кубометров |
| Оператор | CNOOC Fujian Natural Gas Co. |
| Акционеры | CNOOC, 60%; и Fujian Investment and Development Co., 40% |
| Сайт | www.cnoocgas.com |
Второй в стране СПГ-терминал «Путянь» был создан, чтобы устранить нехватку энергоресурсов в провинции Фуцзянь. Терминал принял свой первый груз в апреле 2008 г, но коммерческая эксплуатация объекта началась лишь в феврале 2009. Приемная мощность терминала была расширена с 2,6 млн т/г до 5,2 млн т/г, а затем до 6,3 млн т/г. Получаемый СПГ в основном продается на электростанции и газораспределительным компаниям окрестных регионов.
Основным источником поставок является индонезийский завод по сжижению газа Tangguh. СПГ с терминала поступает на электростанции и в газораспределительные компании в городах Путянь, Сямынь, Фучжоу, Цюаньчжоу и Чжанчжоу провинции Фуцзянь.
СПГ-терминал «Циндао-Шаньдун»
| Запуск | декабрь 2014 |
| Местоположение | порт Чжоуцунь, Шаньдун |
| Мощность | 6.1 млн т/г |
| Выгружные причалы | 1 |
| Объем хранилища | 640 млн кубометров |
| Стоимость | 2 млрд долларов |
| Оператор | Sinopec |
| Акционеры | Sinopec; Shandong Shihua Natural Gas Corp.; Shandong Natural Gas & Pipeline Co. |
| Сайт | www.sinopecgroup.com |
Терминал «Циндао» - первый СПГ-терминал компании Sinopec. Газ с терминала будет поступать в порт Дун Цзя Кхоу и провинцию Шаньдун по трубопроводу длиной 440 км.
Первый газ был доставлен в ноябре на борту СПГ-танкера Maran Gas Coronis, прибывшего из расположенного на о-ве Тринидад завода СПГ Atlantic. СПГ-танкер прибыл 14 ноября 2014 года, и начал отправлять СПГ на берег 18 ноября. Регазифицированный СПГ начал поступать к городские трубы газоснабжения 3 декабря.
Первый груз в рамках долгосрочного контракта был доставлен в терминал 13 декабря на борту судна Gaslog Chelsea, прибывшего с завода PNG LNG. Компания Sinopec подписала с этим заводом, управляемым ExxonMobil, контракт на ежегодные поставки 2,5 млн тонн СПГ.
Первоначальная мощность терминала в размере 3 млн т/г была расширена до 6,1 млн т/г, когда в сентябре 2015 года было закончено строительство четвертого складского резервуара.
СПГ-терминал «Жудун-Цзянсу»
| Запуск | ноябрь 2011 |
| Местоположение | порт Янкхоу в г. Жудун, провинция Цзянсу |
| Мощность | 6.5 млн т/г |
| Объем поставляемого с терминала газа | 9.1 млрд кубометров/г |
| Выгружные причалы | 1 |
| Вместимость причала | 267 млн кубометров |
| Оператор | PetroChina |
| Акционеры | PetroChina Kunlun Gas Co., 55%; Pacific Oil & Gas, 35%; и Jiangsu Guoxin Investment Group 10% |
| Сайт | www.cnpc.com.cn |
Терминал «Жудун» - первый СПГ-терминал компании PetroChina, и четвертый в Китае в целом. Он получил свой первый груз из Катара в мае 2011 года, и начал коммерческую деятельность в ноябре того же года. Поставки в этот терминал стали первым случаем, когда в Китай пришли СПГ-танкеры классов Q-flex и Q-max.
Газ с терминала либо попадает в трубопроводную сеть «Запад-Восток», по которой он поступает в восточные и центральные регионы Китая, либо транспортируется в автоцистернах в труднодоступные районы в низовьях реки Янцзы.
В начале 2016 года мощность терминала была увеличена до 6,5 млн т/г. Изначально его мощность составляла 3,5 млн т/г, а долгосрочные планы предусматривают расширение мощностей до 10 млн т/г.
У управляющей терминалом компании PetroChina подписан 25-летний контракт на поставки СПГ с компанией Qatargas 4.
СПГ-терминал в Шанхае
| Запуск | октябрь 2009 |
| Местоположение | Ханчжоувань, Шанхай |
| Мощность | 3 млн т/г |
| Выгружные причалы | 1 |
| Вместимость причала | 200 млн кубометров |
| Объем хранилища | 480 млн кубометров |
| Стоимость | 4.6 млрд юаней |
| Оператор | Shanghai LNG Co. |
| Акционеры | CNOOC Gas & Power, 45%; и Shenergy Group Co., 55% |
| Сайт | www.cnoocgas.com |
| Сайт | www.shenergy.com.cn |
Терминал получил свой первый груз в октябре 2009 года и подписал контракт сроком на 25 лет на покупку 3 млн тонн СПГ в год из Малайзии. Поставки начались в 2011 году. Получаемый газ поставляется в регион Шанхая.
Плавучая установка для хранения и регазификации «Тяньцзинь»
| Запуск | 2013 |
| Местоположение | порт Биньхай, Тяньцзин |
| Название судна | GDF Suez Cape Ann |
| Регазификационная мощность студна | 2.2 млн т/г |
| Объем резервуара на судне | 145 млн кубометров |
| Владелец судна | Hoëgh LNG |
| Фрахтователь | GDF Suez; субфрахтовано компании CNOOC |
| Срок фрахта | 5 лет |
| Акционеры | CNOOC Gas & Power, 46%; Tianjin Port, 20%; Tinajin Gas 9%; и Tianjin Hengrongda Investment, 5% |
| Сайт | www.tjlng.com.cn |
Первая в Китае плавучая установка по хранению и регазификации поставляет газ в Тяньцзин и Пекин. Компания CNOOC планирует расширить этот объект и превратить его в крупнейший центр хранения СПГ в экономической зоне Бэйхай, оборудовав 12 цистернами для хранения СПГ с вместимостью в 160 тысяч кубометров каждая.
СПГ-терминал «Чжухай-Цзиньвань»
| Запуск | октябрь 2013 |
| Местоположение | Нанкин, Гуандун |
| Мощность | 3.5 млн т/г |
| Выгружные причалы | 1 |
| Вместимость причала | 250 млн кубометров |
| Объем хранилща | 480 млн кубометров |
| Оператор | CNOOC |
| Акционеры | CNOOC, 30%; Guangdong Yuedian Group, 25%; Guangzhou Development Gas, 25%; Guangdong Yuegang Energy, 8%; и другие местные компании, 12% |
| Сайт | www.cnoocgas.com |
Второй СПГ-терминал, построенный в южной провинции Гуандун, управляется компанией CNOOC. Терминал получил свой первый груз в октябре 2013 г. Газ из терминала «Чжухай-Цзиньвань» будет направляться в четыре города - Гуанчжоу, Фошан, Чжухай и Цзянмэнь - по трубопроводу длиной 291 км. Существуют планы по расширению мощности терминала до 11,87 млн т/г.