Диверсификация газового экспорта Туркменистана является одной из первоочередных задач энергетической политики этой страны. В настоящей работе анализируются основные возможные экспортные направления поставок туркменского газа на мировые рынки. Туркменистан обладает значительными запасами природного газа. По оценкам BP, в 2013 г. извлекаемые запасы составляли 17,5 трлн. куб. м, или 9% от совокупных мировых запасов, что ставит Туркменистан на четвертую позицию в глобальном рейтинге наиболее обеспеченных газом стран после Ирана, России и Катара. При этом за последние пять лет оценки запасов выросли в 7,5 раз. В 2007 г. они оценивались всего в 2,3 трлн. куб. м. Значительное увеличение запасов связано как с открытием новых месторождений, так и с переоценкой запасов на уже открытых и разрабатываемых месторождениях с привлечением международного аудита.

Большинство месторождений Туркменистана расположены на суше, что делает их разработку сравнительно более дешевой и менее технологически требовательной, чем добычу на шельфе. При этом текущий уровень добычи газа не соответствует объему газовых запасов страны. Несмотря на значительный рост оценок газовых запасов за последние пять лет, добыча газа в 2013 г. была на 21% ниже достигнутого еще в 1989 г. максимума. При этом с геологической точки зрения потенциал наращивания добычи очень высокий - только в конце 2013 г. началась промышленная эксплуатация второго крупнейшего газового месторождения в мире Галкыныш с запасами более 26 трлн. куб. м.

Внутреннее потребление газа в Туркменистане невелико, так как население страны составляет всего около 5 млн. чел. и в подавляющей своей массе получает невысокие доходы. К тому же промышленность в стране недостаточно диверсифицирована и не способна предъявлять устойчивый платежеспособный спрос на газ. То же можно сказать и об электроэнергетике, спрос на которую зависит, в конечном итоге, от платежеспособности населения и промышленности. Из-за ограниченного внутреннего спроса на природный газ главным стимулом наращивания его добычи выступает экспортный спрос.

Однако Туркменистан относится к группе стран, не имеющих выхода к морю, а значит выход туркменского газа на зарубежные рынки затруднен. Более того, страна не имеет прямого доступа к крупным импортерам газа и окружена странами, в которых добыча природного газа существенно превосходит его внутреннее потребление, и которые сами являются его экспортерами - Россия, Иран и, в возрастающем масштабе, Азербайджан. Это существенно затрудняет экспорт, так как туркменский газ является прямым конкурентом собственному газу стран-транзитеров.

Не удивительно, что динамика добычи туркменского газа демонстрирует высокую волатильность. После распада СССР добыча быстро снижалась, достигнув в 1998 г. минимального уровня около 11 млрд. куб. м в год. Затем добыча стала расти, главным образом за счет увеличения объемов экспорта в Иран и Россию. Ирану для снабжения газом своих северных регионов, не соединенных газопроводами с газовыми месторождениями на юге, выгоднее закупать импортный газ даже в условиях превышения собственной добычи над потреблением по стране в целом.

В 2009 г. из-за резкого снижения добычи природного газа Туркменистан активизировал поиск альтернативных экспортных маршрутов. Главным достижением на этом направлении стало начало поставок газа в Китай, что стало поворотным моментом в диверсификации туркменского газового экспорта и позволило стране вновь начать наращивать добычу. В условиях отсутствия прямого доступа к рынкам сбыта, выхода к океану и нарастающей конкуренции со стороны газа стран-соседей, Туркменистан вынужден проводить экспортную политику, основным принципом которой стала продажа природного газа на своей границе любому платежеспособному покупателю. При этом все инвестиционные, политические и транзитные риски доставки газа конечным потребителям должен также взять на себя его покупатель.

Китай является для Туркменистана крайне привлекательным партнером в газовой сфере. Во-первых, на протяжении длительного периода времени эта страна демонстрирует очень высокие темпы экономического роста - среднегодовой темп роста ВВП КНР за последнее десятилетие составил более 10%. Даже в кризис 2009 г. ВВП страны вырос на 9%. Несмотря на то, что в средне- и долгосрочной перспективе торможение экономической динамики страны неизбежно, темпы роста ее ВВП все равно останутся высокими по сравнению с другими крупнейшими экономиками мира. По нашим оценкам, темпы экономического роста в Китае в 2013-2020 гг. составят 7-8%.

Доля газа в структуре генерации электроэнергии в Китае невелика, но при этом быстро растет. Если в 2006 г. этот показатель составлял всего 0,5%, то в 2011 г. - уже 1,8%, что, учитывая высокие темпы экономического роста в КНР в долгосрочной перспективе, свидетельствует о значительном потенциале спроса на природный газ. Дополнительно конкурентные позиции газа по сравнению с углем в китайской электроэнергетике усиливает обостряющаяся нехватка инфраструктуры по транспортировке последнего от пунктов добычи и импорта к центрам потребления.

Китай обладает значительными финансовыми ресурсами и способен профинансировать строительство необходимой инфраструктуры под гарантии будущих поставок газа. По оценкам, КНР в 2010-2011 гг. уже предоставила Туркменистану кредиты в размере 8 млрд. долл. Важно, что Китай готов взять на себя не только экономические, но и политические риски. В том числе благодаря накопленному КНР опыту работы в центрально-азиатском регионе сторонам удалось согласовать строительство к 2016 г. четвертой нити газопровода Туркменистан-Китай, которая будет проходить по территории Узбекистана, Таджикистана и Кыргызстана.

Газовое сотрудничество Туркменистана и Китая развивается высокими темпами. Газопровод Туркменистан-Китай был сдан в эксплуатацию в декабре 2009 г. В 2013 г. экспорт туркменского газа в Китай составил 20 млрд. куб. м, что составляет около половины всего газового экспорта страны. В сентябре 2013 г. две страны заключили соглашение о стратегическом партнерстве. По состоянию на конец 2013 г. между двумя странами были подписаны договоры на поставку 40 млрд. куб. м природного газа в год к 2025 г. и 65 млрд. куб. м - к 2020 г. К концу 2014 г. планируется построить третью нить газопровода Туркменистан-Китай, в 2016 г. - четвертую, сырьевой базой для которой станет месторождение Галкыныш.

«Мифологический» газопровод Туркменистан-Афганистан-Пакистан-Индия - ТАПИ
Возможность строительства этого газопровода обсуждается уже более 20 лет, однако целый ряд объективных экономических и политических ограничений не позволяют рассчитывать на успешную реализацию этого проекта. Предполагается, что газопровод протяженностью около 1700 км должен транспортировать природный газ из Туркменистана до индийской границы и проходить по территории двух транзитных стран - Афганистана и Пакистана. Пропускная способность газопровода составит 33 млрд. куб. м. в год, из которых по 14 млрд. куб. м. предназначено для Индии и Пакистана, 5 млрд. куб. м. - для Афганистана.

Несмотря на заинтересованность в строительстве газопровода ТАПИ стран- потребителей, экономика проекта ТАПИ в долгосрочной перспективе является высоко неопределенной. По данным МЭА из-за истощения месторождений собственная добыча природного газа в Индии в 2011 г. снизилась на 9% по сравнению с достигнутым годом ранее максимумом и составила 46,5 млрд. куб. м. В 2012 г. по предварительной оценке, добыча газа сократилась еще на 13% до 40,4 млрд. куб. м. При этом платежеспособный спрос на газ в этой стране существенно ограничен даже в условиях достаточно низкой в сравнении с другими крупными странами долей природного газа в общем потреблении энергии. Внутренние цены на природный газ в Индии субсидируются государством и значительно уступают цене импорта, а уровень доходов населения очень низкий. Дополнительно возможность Индии оплачивать импортный газ ограничивается устойчивым дефицитом счета текущих операций платежного баланса, который в 2013 г. по данным мирового банка составил 5% ВВП.

Предполагается, что цена туркменского газа будет привязана к цене нефти и, по оценкам, составит 13 долл. за млн. б.т.е. при цене нефти 100 долл. за баррель37, что сравнимо с потенциальными ценами на импорт СПГ. При такой же цене нефти стоимость импорта катарского СПГ в Индию с учетом регазификации оценивается в чуть более 14 долл. за млн. б.т.е., что ненамного дороже трубопроводного газа из Туркменистана. При этом поставки СПГ являются существенно более гибкими, чем трубопроводный газ, и предоставляют возможность диверсификации поставщиков газа, что делает их реальным конкурентом проекту ТАПИ.

Еще большие вопросы вызывает платежеспособность Пакистана, который, как предполагают сторонники проекта ТАПИ, будет потреблять столько же туркменского газа, сколько и Индия. В 2013 г. ВВП на душу населения в стране составил всего 1260 тыс. долл., а дефицит счета текущих операций платежного баланса - 1% ВВП. ТАПИ является очень дорогостоящим проектом. В 2008 объем необходимых инвестиций оценивался Азиатским банком развития, который курирует этот проект, на уровне 7,6 млрд. долл., однако уже в начале 2012 г. ряд аналитиков указывал, что реалистичная оценка требуемых финансовых ресурсов составляет 14 млрд. долл.

Высокие геополитические риски делают этот проект практически нереализуемым. Значительная часть газопровода будет проходить по территории Афганистана, которая определяется ООН как зона чрезмерно высокого риска. Эксплуатация газопровода будет сопряжена с высокими расходами на обеспечение безопасности, которые невозможно с достаточной точностью оценить заранее. С выводом американских войск из Афганистана в конце 2014 г. ситуация еще более осложнится. Дополнительно стабильность поставок туркменского газа для Индии ставят под угрозу непростые индо-пакистанские отношения.

Реализация проекта ТАПИ сталкивается и с конкуренцией со стороны потенциальных альтернативных газопроводов, в т.ч. газопровода из Ирана в Индию через Пакистан. Последний в отличие от ТАПИ исключает Афганистан, а вероятное ослабление введенных США экономических санкций против Ирана окажет поддержку этому проекту. Однако стоит отметить, что этот проект также является крайне противоречивым, и ряд стран, в т.ч. США и Саудовская Аравия, неоднократно выступали против его реализации.

Европейское направление экспорта туркменского газа
Потенциальный экспорт туркменского газа в Европу столкнется с возрастающей конкуренцией. В кратко- и среднесрочном периоде экономический рост в этом регионе будет сдерживаться, в том числе, проводимой политикой жесткой бюджетной экономии для преодоления долгового кризиса, что также окажет негативное влияние на спрос на газ. При этом возобновление экспорта газа в Европу через Россию по газопроводу «Средняя Азия - Центр» в условиях слаборастущего или даже сжимающегося рынка представляется крайне маловероятным.

Для экспорта туркменского газа в европейском направлении необходимо строительство новых газопроводов. Обсуждается проект газопровода по дну Каспийского моря в Азербайджан и далее в Европу. Это не только требует дорогостоящих технологий, но и несет в себе значительные риски для экосистемы Каспийского моря. С другой стороны, Азербайджан также планирует нарастить экспорт в Европу собственного газа. Уже приняты инвестиционные решения о запуске второй стадии разработки гигантского месторождения «Шах-Дениз», а также строительстве Транс- Анатолийского - TANAP, и Трансадриатического - TAP газопроводов. Совокупный объем инвестиций по этим проектам оценивается BP, которая является оператором разработки «Шах-Дениз», в размере 28 млрд. долл. Предполагается, что поставки 16 млрд. куб. м азербайджанского газа в год начнутся в 2018 г., из них 10 млрд. куб. м будет приходиться на Италию, Грецию и Болгарию, 6 млрд. куб. м - на Турцию.

Хотя Туркменистан зарезервировал 10 млрд. куб. м газа для поставок Европу, потенциальный шанс возобновить экспорт на европейском направлении может появиться только в случае значительного увеличения "запроса на импорт" газа в странах Европы, что по нашим оценкам, не произойдет ранее 2020 г.

Таким образом, анализ показывает, что наиболее перспективным и практически реализуемым направлением экспорта туркменского газа на сегодняшний день является Китай. При этом Туркменистан проводит экономически здравую политику продажи газа на своей границе, что позволяет избегать экономических, политических и транзитных рисков, которые он не в состоянии контролировать.