Газодобывающие республики центральноазиатского региона вынашивают амбициозные планы увеличения добычи и экспорта газа. При этом публикуемые ими прогнозы, как правило, завышены и направлены на привлечение внимания внерегиональных стран. При этом легкодоступные и низкосернистые запасы газа практически исчерпаны.

Для освоения оставшихся трудноизвлекаемых ресурсов у стран региона ни финансовых средств, ни необходимых технологий нет. Надежда только на кредиты и иностранных инвесторов. Однако невысокие цены на углеводороды, удорожание себестоимости производства товарного газа существенно замедляют темпы реализации новых проектов по освоению сырьевой базы, замораживая и отодвигая их в неопределённое будущее. Рыночные реалии делают для иностранных инвесторов многие проекты непривлекательными, и они от них отказываются.

Вынужден умерить свои экспортные амбиции Туркменистан. Эксплуатируемая сырьевая база позволяет этой стране ежегодно поставлять в Китай менее 40 млрд м3 (37,3 млрд м3 в 2016 году) газа. Согласно прогнозам, к 2025 году произойдёт истощение крупных месторождений страны (Довлетабад, Яшлар, Багтыярлык), которые сегодня дают большую часть добычи. Так, на разрабатываемом китайской CNPC блоке Багтыярлык годовой прирост с 2,6 млрд м3 в 2015году сократился до 1,6 млрд м3 в 2016 году. С целью снижения своей зависимости от экспорта голубого топлива Туркменистан развивает его внутреннюю переработку. Для этого в стране планируется помимо Багаджинского и Наибского газоперерабатывающих комплексов пустить в строй ряд новых заводов.

В Узбекистане ситуация с сырьевыми ресурсами еще драматичнее, чем в Туркмении. Главным ресурсом роста экспортных объёмов (с 7,5 млрд м3 в 2015 году до 11,4 млрд м3 в 2016 году) стало сокращение поставок на внутренний рынок с заменой газа на местный уголь. Поскольку "Узбекнефтегаз" должен выплачивать взятый у Банка развития КНР на строительство узбекского участка Трансазиатского газопровода кредит почти в 1,5 млрд долларов, то приоритетным стало китайское направление. Экспорт газа в Китай в 2018-2022 годах увеличится до 8 млрд м3, а продажи "Газпрому" снизятся на 30%, до 4 млрд м3 в год. Однако к концу этого срока газа вновь будет не хватать. Реализуемый российским ЛУКОЙЛом крупнейший в стране Кандымский проект с трудноизвлекаемыми запасами выйдет на мощность 12,2 млрд м3 только после 2032 года.

Интенсифицировать добычу газа и Ашхабад, и Ташкент пытаются масштабным использованием дожимных компрессорных станций (ДКС), что влечёт увеличение себестоимости газодобычи и, соответственно, падение доходов. В частности, объём капитальных вложений для реализации планов по ДКС "Узбекнефтегазом" оценивается в более чем 1 млрд долларов.

Сложившаяся в регионе ситуация расширяет экспортные возможности Казахстана, обладающего значительными запасами газа, но тем не менее добывающего его в относительно небольших объёмах. Сейчас в стране валовая добыча составляет около 48 млрд м3 газа, из которых в 2016 году было произведено 28,5 млрд м3 товарного газа, план на текущий год – 29 млрд м3. Объём потребления природного газа в Казахстане в прошлом году составил 13,1 млрд м3, прогноз на этот год – 13,2 млрд м3. Экспорт природного газа в 2016 году и план на 2017 год – 13,7 млрд м3.

Столь небольшие объёмы производства товарного газа объясняются тем, что более половины валовой добычи приходится на попутный газ, около 40% которого закачивается обратно в пласт для повышения нефтеотдачи и используется недропользователями на собственные технологические нужды. Поэтому при добыче газа 76 компаниями на экспорт идёт продукция 10 месторождений, на большей части которых отмечается устойчивый спад добычи.

Основная доля "голубого топлива" обеспечивается крупными месторождениями – Карачаганак (49%), Тенгиз (31%) и Кашаган (14%). До последнего времени основной вклад в прирост экспорта давал Тенгиз. С текущего года основным драйвером становится разрабатывающая Кашаган "Норт Каспиан Оперейтинг компани" (НКОК), и в перспективе объёмы добычи газа будут наращиваться. Главная проблема, с которой может столкнуться Казахстан, – растущий внутренний спрос.

По экспертным оценкам, к 2024 году страна может столкнуться с тем, что потребление превысит собственное производство товарного газа. В республике многие годы наблюдается динамика опережающего роста газопотребления. К примеру, при росте производства товарного газа в 2016 году на 5,1% его потребление выросло на 8,3%.

Безусловно, введение его в эксплуатацию позволяет, соединив все магистральные газопроводы Казахстана ("Союз", Средняя Азия – Центр, Бухара – Урал, Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы, Газли – Шымкент, Казахстан – Китай), создать единую газотранспортную систему. И теоретически ничто не мешает Казахстану экспортировать в Китай дополнительные объёмы газа. Однако долгим рост газодобычи на Тенгизе и Кашагане не будет.

Операторы этих месторождений – "Тенгизшевройл" и НКОК – к 2022 году в рамках проектов увеличения нефтедобычи намерены значительно нарастить объёмы обратной закачки, что сократит производство товарного газа. Согласно официальным прогнозам, уже в 2025 году возможности экспортных поставок снизятся до 10 млрд м3. Это приведёт либо к необходимости обеспечения внутреннего рынка по остаточному принципу либо к поднятию цен на нём до уровня экспортных. Другой вариант – снятие объёмов с российского направления либо сокращение поставок в Китай.

На Поднебесной последнее практически не скажется, поскольку она активно наращивает собственное производство. Кроме того, у неё есть долгосрочные контракты с Туркменией и Узбекистаном, а в перспективе – поставки из России по газопроводу "Сила Сибири".

Таким образом, в ближайшее десятилетие в Центральной Азии будут продвигаться лишь проекты уже разрабатываемых месторождений, что не позволит добывающим газ странам региона заметно увеличить доходы от его экспорта. Очевидным становится тренд на увеличение объёмов передела этого сырья.