Безусловно, решение вопроса о замещении угля другими видами энергоресурсов в значительной мере лежит в области политических решений руководства Китая. Усилия правительства направлены на улучшение экологии страны, испытывающей серьёзные проблемы из-за широкого использования угольной энергетики. Из имеющихся, согласно данным Китайской госассоциации угля, в стране 11 000 шахт с общими производительными мощностями 5,7 млрд тонн в год, в ближайшие три года будет закрыто 4300 шахт с общим производством около 700 млн тонн угля. Ожидается, что к 2020 году доля угля в энергобалансе Китая сократится до 56% по сравнению с 63% в 2015 году, а доля природного газа с 8% увеличится до 12%.

В 2016 году потребление природного газа в Китае составит 205 млрд м3, что на 7,3% превысит показатель прошлого года. При этом Пекин может получать голубое топливо по трубопроводам из России и Средней Азии, в виде сжиженного природного газа (СПГ), а также с собственных месторождений. Поставки газа внутренней добычи в 2015 году составили 132 млрд м3, в текущем году достигнут 139 млрд м3, а к 2019 году – 170 млрд м3.

Следует, однако, отметить, что низкие цены на газ (при высокой – вчетверо выше чем в США – стоимости бурения), сложное геологическое строение месторождений, большое удаление от рынков сбыта при отсутствии инфраструктуры и соответствующих технологий, будут ограничивать производство угольного метана и сланцевого газа. А ведь ещё несколько лет назад в Китае предполагалось производить до 50 млрд м3 газа в год путём нетрадиционных технологий. Однако в 2015 году объёмы добычи сланцевого газа составили всего 4,5 млрд м3 (планировалось 6,5 млрд м3), метана угольных пластов – 4,4 млрд м3 (вместо 9 млрд м3).

Сегодня, наращивая объёмы традиционной добычи газа, Китай на треть сократил производственные задачи в сланцевом секторе до 2020 года. Тем не менее, надежды на сланцевую революцию сохраняются. Так, China Petroleum & Chemical Corp. (Sinopec), второй по величине нефтегазовый производитель КНР, планирует удвоить добычу сланцевого газа на своём Fuling project в юго-западном Китае и за два года довести ежегодное производство до 10 млрд м3. Следует отметить, что Китай повысил оценку своих извлекаемых запасов сланцевого газа в пять раз. По словам главы департамента полезных ископаемых в Министерстве природных ресурсов Юй Хайфэна, теперь китайские запасы сланцевого газа с коммерчески оправданной добычей оцениваются в 130 млрд м3.

Ожидается, что общее производство газа в Китае в течение следующих 10 лет в среднем ежегодно будет нарастать на 5%, но темпы роста добычи будут отставать от темпов увеличения спроса. В 2015 году объём потребления газа в Китае вырос до 191 млрд м3 (на 3,7%), а к 2020 году, по прогнозу CERS, он достигнет 290 млрд м3, и к 2030 г. – 480 млрд м3. Поддерживаться спрос будет за счёт импорта. Прогнозируется, что Китаю в текущем году потребуется импортировать около 70 млрд м3 газа, а к 2025 году эти объёмы могут удвоиться.

Основными поставщиками сжиженного газа в Китай являются страны Ближнего Востока, а трубопроводного газа – Россия и Туркмения. Так, по информации "Синьхуа", в январе-марте текущего года по газопроводу "Центральная Азия – Китай" в Китай поставлено 10,6 млрд м3 природного газа, что на 33% больше, чем за этот же период прошлого года.

Несмотря на то что основные поставки будут по-прежнему осуществляться по трубопроводам, интерес к ёмкому китайскому рынку газа проявляют многие страны. И если до настоящего времени поставщиками СПГ в страну были Катар (около 10 млрд м3), Австралия, Индонезия, Малайзия (примерно по 5 млрд м3), то теперь "на подходе" не только российско-китайский проект "Ямал-СПГ" – на Китай с проектом СПГ нацеливается даже Мозамбик.

Однако в настоящее время возникает конкуренция газа с газом – трубопроводного со сжиженным. Дело в том, что цена трубопроводного газа упала вслед за нефтяными котировками. И, к примеру, в Европе австралийский СПГ будет неконкурентоспособным. Так, если средняя цена российского газа на границе Германии в январе-апреле 2016 года составляла около $162 за 1000 кубометров, то у австралийского СПГ $160 – это только себестоимость производства без затрат на транспортировку и регазификацию. Поэтому австралийский сжиженный газ может поставляться преимущественно в те страны Азии, куда невозможно провести трубопроводный газ.

Не случайно компания China National Offshore Oil Corp.(CNOOC), которой принадлежит большая часть действующих терминалов по приёму СПГ в Китае, заявила о том, что планирует отложить запуск своих четырёх терминалов (суммарной мощностью 12 млн тонн или 16 млрд м3 в год) по приёму СПГ на период после 2020 года. Дело в том, что в настоящее время мощность таких терминалов составляет 56 млрд м3, что более чем достаточно для текущего импорта СПГ (27 млрд м3 в 2015 году). При этом на стадии строительства и запуска находится ещё 8 терминалов, суммарной мощностью 24 млн тонн в год (32 млрд м3), что в среднесрочной перспективе с избытком покроет потребности в СПГ. Тем более что у Китая есть возможности покупать трубопроводный газ.

Закупки газа Китаем у Туркменистана в 2014 году достигли 30 млрд м3, а к 2021 году их планируется нарастить до 65 млрд м3. Китай также будет получать газ из России по газопроводу "Сила Сибири". Поставки по этой магистрали, по планам "Газпрома", начнутся в 2019-2020 годах в объёме 5 млрд м3 в год с последующим выходом на 38 млрд м3. Также между "Газпромом" и CNPC подписано рамочное соглашение на поставку 30 млрд м3 в год через западный маршрут (газопровод "Сила Сибири-2"). По словам зампредседателя правления "Газпрома" Виталия Маркелова, компания самостоятельно справится как со строительством, так и с наполнением трубы газом.

Однако поле для манёвра у России здесь ограничено. Сложности для реализации крупных российских проектов в Китае лежат не только в сфере политических вопросов. "Газпром", во-первых, может столкнуться с сопротивлением местных производителей, поскольку в провинциях, осуществляющих замещение угля, зачастую находятся собственные газовые месторождения. Во-вторых, наиболее перспективные потребители российского газа расположены в Южном Китае и Шанхайском регионе, где находятся крупнейшие терминалы для приёма СПГ и потому основными поставщиками газа для них являются Катар, Малайзия, Индонезия.

Не намерен отставать от соседей и Казахстан. В 2017 году, как заявил председатель правления НК "КазМунайГаз" Сауат Мынбаев, Республика намерена начать поставки газа в Китай, используя для этого магистральный газопровод "Бейнеу – Бозой – Шымкент". Безусловно, теоретически ничто не мешает Казахстану экспортировать газ в Поднебесную. Однако, несмотря на наличие значительных запасов сырья, товарный газ пока производится в небольших объёмах.

При извлекаемых запасах в 3,9 трлн м3 в 2015 году было добыто 45,3 млрд м3, из которых значительная часть закачивается обратно в пласты. И проблема заключается не только в физической нехватке объёмов для обеспечения газом внутреннего рынка и экспортных поставок, но и в самих добывающих компаниях. В частности, на разрабатываемых CNPC актюбинских месторождениях газ идёт на собственные газоперерабатывающие мощности и реализуется в виде СПГ, при этом добыча (как и на Мангышлаке) сырья там невелика. На Тенгизе более половины объёмов газа используется для обратной закачки и лишь оставшаяся часть в виде сжиженного газа поступает на внутренний рынок и на экспорт. Карачаганакский газ перерабатывается на Оренбургском газохимическом комплексе.

Безусловно, при экспорте цены на газ будут выше, но тогда придётся либо внутренний рынок загружать по остаточному принципу, либо цены на внутреннем рынке поднимать до уровня экспортных. И то и другое крайне нежелательно. Таким образом, несмотря на заинтересованность Пекина в стабильных поставках газа, в обозримом будущем у Казахстана свободных объёмов для газового экспорта в Китай пока нет.