Экспорт газа: трубопроводы или СПГ?

После того как российские трубопроводные поставки «голубого топлива» в Европу начали снижаться из-за ухудшившейся политической конъюнктуры, всё громче начали раздаваться призывы сделать ставку на СПГ. Большая гибкость поставок, казалось, должна была нивелировать влияние санкций. Однако на деле российская индустрия сжиженного газа также столкнулась с серьёзными ограничениями ― как технологическими, так и логистическими. Какая обстановка сложилась на данный момент? И какую разновидность экспорта всё же стоит развивать в первую очередь?

Трубопроводы: «старый конь борозды не испортит, но и ровно не вспашет?»

История российского трубопроводного экспорта началась ещё в середине прошлого века. Первый договор о поставках в Европу был подписан в 1968 году.

«Российские газовые контракты со странами ЕС заключались на десятилетия. Это было взаимно выигрышное решение: добывающая сторона таким образом делила инвестиционные риски разработки месторождения и строительства трубопровода с потребителем (в т. ч. через механизм take-or-pay), а он, в свою очередь, имел гарантию долгосрочных поставок с понятным ценообразованием», ― рассказал советник по стратегическому развитию энергетической повестки Ассоциации европейского бизнеса, вице-президент ESG бизнес-­клуба ФФБ Президентской академии РАНХиГС Армен Тадевосян.

Трубопроводный транспорт и сегодня имеет ряд весомых преимуществ, в первую очередь низкую себестоимость и надёжность.

«В данном случае мы не зависим от внешних факторов: погодных условий, загруженности терминалов и портов, наличия транспорта на рынке, безопасности маршрута доставки. Ограничения вытекают из преимуществ — высокие геополитические риски и стоимость строительства.

Необходимость заключать долгосрочные стратегические контракты на поставку является проблемой в быстро меняющихся рыночных условиях, поэтому большинство трубопроводных проектов направлены на внутреннего потребителя», ― отметил руководитель направления по стоимостному инжинирингу ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» Дмитрий Винокуров.

Нельзя забывать и то, что эта технология хорошо изучена в стране.

«Имеются широкие компетенции по управлению, проектированию, строительству и эксплуатации газотранспортных объектов. Также действуют конкурентоспособные отечественные производства трубной продукции и технологического оборудования мирового уровня. Функционирует развитая система подземных газовых хранилищ», ―- перечислил эксперт Международного общества нефтегазовых инженеров (SPE) Станислав Никитин.

При этом на расстояниях до 2,5–3 тыс. километров трубопроводный транспорт более эффективен по сравнению со СПГ.

«Кроме того, при сопоставимых затратах на строительство инфраструктуры магистральные газопроводы дешевле в эксплуатации, чем СПГ-заводы. Есть и ограничения. Это жёсткость маршрута, из-за чего поставки нельзя перенаправить в случае изменения конъюнктуры.

И ограниченность потенциальных рынков сбыта: магистральные газопроводы прокладываются, как правило, в пределах одного географического региона и не предназначены для трансконтинентальной торговли и поставок на изолированные островные территории», ― отметил менеджер практики «Стратегия» «Рексофт Консалтинг» (ООО «Рексофт») Сергей Ермилов.

И всё же, несмотря на все ограничения, списывать со счётов трубопроводный транспорт ещё рано, считает эксперт Российского газового общества Антон Соколов.

«Газопроводы обладают целым рядом преимуществ по сравнению с морской транспортировкой. Во-первых, поставки по трубе осуществляются непрерывно, операционные затраты и потери энергии, кстати, при этом ниже, чем у связки „СПГ-завод ― газовоз ― регазификационный терминал”. Во-вторых, здесь проще обеспечить надлежащий уровень мониторинга и контроля безопасности (в том числе и с применением безлюдных систем), чем на десятках судов.

Ну и, в‑третьих, любой магистральный трубопровод даёт возможность обеспечить „голубым топливом” те регионы, через которые он проходит. Полагаю, что с развитием технологий малотоннажного СПГ ценность данного пункта несколько снизится, тем не менее в текущей ситуации этот аспект сохраняет свою важность», ― перечислил эксперт РГО.

Сложности транзита

В последние годы к традиционным ограничениям трубопроводного транспорта добавился политический фактор.

«Изначально советские газовые маршруты прокладывали с целью доставки газа из стран социалистического блока непосредственно до границы с западными странами. Но после распада Советского Союза часть трубопроводной системы осталась в наследство странам бывшего СССР, и между Россией и конечным потребителем в Европе появились транзитные страны.

Эти риски в полной мере начали реализовываться сразу в начале 90‑х годов прошлого века, усилились в период 2005–2009 гг., приводя даже к перекрытию транзита топлива в ЕС со стороны Украины. Кульминацией стал отказ соседней страны продлить договор с „Газпромом” в 2024 году», ― рассказал Армен Тадевосян.

Этот негативный опыт, конечно, учитывается при составлении российскими экспортёрами планов.
«Зависимость от политической стабильности в государствах, по территории которых проходит трубопровод, ― важнейшее ограничение. Для стран ―­соседей первого порядка это менее острая проблема, так как обе стороны заинтересованы в соблюдении взаимовыгодных договорённостей по газу.

Однако при строительстве газопровода до отдалённых государств (например, Пакистана или Индии) возникает необходимость пересечения территорий множества исторически нестабильных государств с переменчивой степенью дружества как к России, так и к стране ― потребителю газа», ― отметил руководитель проектов ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» Михаил Евтушенко.

Куда, если не в Китай?

После визита Президента РФ в Китай вновь активно заговорили о строительстве «Силы Сибири ― 2». Стоит ли ждать реализации других крупных экспортных проектов? По словам Армена Тадевосяна, Россия уже увеличивает экспортный потенциал, опираясь на имеющуюся инфраструктуру.

«Подписаны соглашения о транзите российского газа через Казахстан на 15 лет в Узбекистан и Кыргызстан. В 2024 году в Казахстан поставлено 6,6 млрд м3, 8 млрд м3 ожидается в 2025 г.; в Узбекистан — 5,8 млрд м3 в 2024 г., 6 млрд м3 в этом году. Начиная с 2026 года, АО „НК QazaqGaz” будет готово транспортировать в Узбекистан 11 млрд м3 газа. Таким образом, учитывая 0,5–1 млрд м3 газа для Кыргызстана, РФ сможет поставлять в страны Центральной Азии до 20 млрд м3 в самой ближайшей перспективе», — отметил эксперт.

«С 2027 года планируются поставки природного газа в Китай по „дальневосточному” маршруту (проектная производительность — 10 млрд м3 в год). Кроме того, обсуждается проект поставок из России в Китай через территорию Монголии», — добавил Станислав Никитин.

Что касается более экзотических вариантов, таких как Пакистан, Индия и другие страны Юго-­Восточной Азии, то реализация таких проектов зависит в основном не от технических, а от политических факторов, отмечают аналитики «ИЭС». А генеральный директор ООО «1ОЙЛ МЕНЕДЖМЕНТ» Ирек Хуснутдинов считает, что вероятность строительства газопровода в Индию через Пакистан не превышает 30%. Для сравнения: для «Силы Сибири — 2» он даёт цифры в 70–80%, несмотря на споры по поводу цены.

Также Армен Тадевосян видит перспективы в поставках на рынок Азербайджана по существующей трубе «Моздок — Кази-­Магомед».

«Сейчас технически доступная мощность составляет 5–7 из 10 млрд м3. По данному газопроводу можно экспортировать топливо и в Иран через территорию Азербайджана, причём уже в этом году. На первом этапе речь идёт о 1,8 млрд м3 с потенциалом увеличения до 55 млрд м3. Но это требует строительства новых мощностей, что в текущих условиях выглядит маловероятным. Также существует альтернатива по системе „Центральная Азия — Центр” через Туркменистан. », — заключил г-н Тадевосян.

А вот директор по развитию инжиниринговой компании ООО «Энергия Плюс» Павел Марышев сомневается в оправданности больших инвестиций в текущих условиях.

«Россия обладает широкими трубопроводными возможностями, готовыми к эксплуатации. В таком случае следует нагрузить газом существующие мощности. От новых крупных проектов в будущем следует воздержаться. Создавать многомиллиардную инфраструктуру, инвестцикл которой оценивается десятками лет, в условиях нисходящего рыночного тренда нецелесообразно», — отметил эксперт.

Впрочем, из любого правила существуют исключения. Речь идёт как раз о «Силе Сибири — 2».

«Дополнительные объёмы газа — порядка 50 млрд м3 в год — могут „развернуть мировой рынок” в сторону профицита, поставив крест на сырье с высокой себестоимостью. Речь идёт, в частности, о шельфовых проектах в США», — отметил г-н Марышев.

Остаётся европейское направление, которое долгое время было приоритетным. Прогнозы здесь в целом неутешительные.

«ЕС законодательно закрепил отказ от российского газа к 2027 г., а максимальный восстановительный потенциал к 2030 г. не превысит 50–60 млрд м³ в год против 180 млрд м³ в 2021 г.», — привёл цифры Ирек Хуснутдинов.

Армен Тадевосян настроен более оптимистично.

«Нет сомнений, что, как только санкции будут сняты, часть европейских стран вернётся к покупкам российского газа. Действующая инфраструктура, исключая Украину, позволяет поставлять 77 млрд кубометров газа в год. При этом важным аспектом станет процесс урегулирования арбитражных разбирательств между „Газпромом” и рядом европейских предприятий, которые являлись историческими покупателями российского газа.

В случае вынесения положительного решения по искам этих компаний к российской корпорации, а такие прецеденты уже были, прежде чем запустить поставки в ЕС, придётся найти решение по взаимной задолженности. Пока эти судебные тяжбы не будут разрешены, есть высокий риск, что оплата за поставляемый газ в ЕС может быть арестована и направлена в счёт погашения этих исков», — заключил эксперт.

Впрочем, одно «окошко» для поставок в Европу осталось. Речь идёт о Турции. В связи с этим интерес вызывает проект создания газового хаба в этой стране.

«Потенциал поставок составляет до 31,5 млрд м³ в год, но объёмы зависят от санкционного режима. В 2025 г. отмечен рост на 9% при общем падении на 45% по сравнению с 2021 г.», — рассказал Ирек Хуснутдинов.

Павел Мырышев считает, что российские компании могут извлечь пользу из проекта, но она будет не так велика.

«Российское участие в хабе будет обеспечено ниткой „Турецкого потока”. Иранский проект в условиях агрессивной внешнеполитической среды имеет скромные перспективы. Если смотреть альтернативное направление — страны Средней Азии, то глубина спроса нам невелика. Поэтому турецкие партнёры могут стать посредником между Россией и ЕС в части трубопроводных поставок, однако объёмы там будут небольшие. Но полного восстановления поставок в Европу до завершения конфликта ожидать не следует», — заключил г-н Марышев.

В свою очередь, Армен Тадевосян считает, что газовый хаб в Турции в идеальном его представлении реализован не будет.

«Для его создания нужна электронная площадка, на которой будет размещено большое количество предложений о покупке и продаже газа, тем самым будет сформирован рыночный механизм ценообразования. Турция же не заинтересована допускать другие компании на свой рынок. В их представлении хаб — это возможность закупать как можно больше газа и перепродавать его на европейский рынок.

Также существуют ограничения в транспортных мощностях для реэкспорта газа из Турции в ЕС, для устранения которых необходимы дополнительные инвестиции и участие европейских компаний в строительстве, которые на данный момент прорабатывают план по полному отказу от российского газа к концу 2027 г. S&P Global Commodities оценивал доступные мощности по прокачке газа из Турции в направлении Болгарии при условии полного использования линии „Турецкого потока”, идущей в ЕС, лишь в 5–6 млрд м3», — подчеркнул г-н Тадевосян.

Гибкость поставок: доставим СПГ в любой порт планеты

Итак, строительство новых крупных трубопроводов, помимо «Силы Сибири — 2», в ближайшие годы маловероятно. Как же обстоят дела на рынке СПГ?

Очевидно, что индустрия сжиженного природного газа может обеспечить большую гибкость поставок.

«Географическая независимость СПГ остаётся ключевым преимуществом в условиях санкций. Например, в 2022–2024 гг. Россия оперативно переориентировала 21% экспорта СПГ с Европы на Азию. Экономическая эффективность на дистанциях свыше 4500 км доказана мировой практикой: сжижение сокращает объём газа в 600 раз, делая морскую транспортировку рентабельной для арктических проектов вроде „Ямал СПГ”.

Геополитическая устойчивость стала критическим фактором после 2022 г.: санкции против „Северного потока” сократили трубопроводный экспорт в ЕС на 80%, тогда как СПГ увеличил долю в российском экспорте до 15% в 2024 г. с прогнозом роста до 30% к 2030 г. Но преимущества СПГ носят структурный характер, санкции лишь ускорили его внедрение. Даже при нормализации отношений гибкость поставок останется стратегическим приоритетом», — сказал Ирек Хуснутдинов.

Доставка сжиженного газа может быть выгодной и с экономической точки зрения, но здесь есть нюанс.

«Производство СПГ требует серьёзных капитальных вложений в строительство комплекса сжижения и сопутствующей логистической инфраструктуры, а также большого количества энергии. Однако дальнейшие расходы на логистику относительно невелики за каждый дополнительный километр, следовательно, доставка сырья в сжиженном виде эффективна даже на дальние расстояния.

Для трубопроводного транспорта капитальные вложения характеризуются относительно линейным профилем затрат в зависимости от протяжённости магистрали, а потребление энергии варьируется от количества компрессорных станций по ходу газопровода. Таким образом, СПГ более выгоден для очень больших расстояний, а трубопроводный транспорт — когда они меньше некой точки перегиба», — объяснила инженер-­консультант по криогенным технологиям ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» Екатерина Кирьянова.

Впрочем, если говорить о поставках в Европу, то не стоит ожидать, что такое выгодное положение вещей для российских экспортёров сохранится и в будущем.

«Новые инициативы ЕС по отказу от российского газа напрямую упоминают и СПГ, хотя ранее речь шла исключительно о трубопроводах. Это не только ограничения на перевалку российского СПГ в европейских портах, но и полный запрет импорта в горизонте 2027 года. Это отражено в дорожной карте Еврокомиссии, принятой в мае этого года», — подчеркнул руководитель проектов ООО «Имплемента» Иван Тимонин, выступая на Татарстанском нефтегазохимическом форуме.

Впрочем, это не означает, что подобными проектами не стоит заниматься. Несмотря на взрывной рост спроса на СПГ в Европе, главным рынком здесь всё же остаются государства Азии.

«Уже больше половины торговли природным газом приходится на СПГ. Что важно для России, АТР обеспечивает более 2/3 глобального спроса на продукт. Рынок растёт в числе прочего за счёт появления новых стран-­импортёров и развития в них приёмной инфраструктуры. Стоит отметить Индию, где заявлена амбициозная цель по увеличению доли газа в топливно-­энергетическом балансе с текущих 6 до 15 %.

А также страны Юго-­Восточной Азии, включая Индонезию с Малайзией, которые на сегодняшний день выступают крупными экспортёрами продукта, но на фоне исчерпания ресурсной базы с высокой вероятностью в ближайшие годы имеют шансы превратиться в импортёров», — сказал Иван Тимонин.

Такого же мнения придерживаются и в «Рексофт Консалтинг». По оценкам специалистов, потребность в СПГ к 2030 году может увеличиться: в Индии — на 69% (с 27,9 до 47,1 млн тонн в год), в странах Юго-­Восточной Азии — в 2,3 раза (с 22,9 до 53,5 млн тонн в год).

Барьеры на пути СПГ

Конечно, это не значит, что у индустрии совсем нет проблем. В первую очередь это последствия технологических санкций.

«Для реализованных в России крупнотоннажных заводов СПГ привлекались зарубежные технологии, специалисты и оборудование. Поэтому введение санкций негативно сказалось на их реализации. Плановые сроки ввода „Арктик СПГ — 2” были сдвинуты по причине ухода с российского рынка немецкой компании Linde.

Американская компания Baker Hughes заявила о прекращении обслуживания и поставок оборудования для „Сахалин‑2” и „Ямал СПГ”. Постепенно ситуация исправляется, появляются отечественные компетенции. Однако заявлять о полном преодолении зависимости от зарубежных компетенций преждевременно», — подчеркнул Станислав Никитин.

«Также нужно учитывать, что при производстве СПГ тратится до 4–10 % сырьевого газа на энергопотребление. Плюс имеют место потери в 0,15% на испарение во время транспортировки. Очевидно, что они выше аналогичных показателей в случае с трубопроводами», — добавил Дмитрий Винокуров.

Гибкость поставок, минимизация транзитных рисков, возможность быстро выходить на новые рынки и плавно варьировать поставки в зависимости от динамики спроса и предложения — все эти преимущества также имеют свои ограничения.

«На практике оказалось, что сжиженный природный газ точно так же может попадать под санкции, поставка газовозов и технологического оборудования — сорваться по инициативе поставщика, и даже работе специализированного дноуглубительного судна некогда партнёры могут постараться помешать», — отметил Антон Соколов.

Кроме этого, нужно понимать и то, что «гибкость» СПГ имеет обратную сторону.

«Компании могут менять рынки сбыта, однако это не всегда даёт возможности долгосрочно прогнозировать своё развитие. В 2020 году, например, из-за падения спроса и низких цен некоторые амбициозные СПГ-проекты были заморожены. Поэтому, чтобы привлечь заёмное финансирование у банков на строительство новых мощностей сжижения газа, а также гарантировать возврат инвестиций, компании — поставщики СПГ стремятся заключать долгосрочные контракты», — пояснил Армен Тадевосян.

«Обычно, когда говорят о трубопроводных поставках, отмечают, что цены на газ в этом случае для потребителя фиксируются на десятилетия вперед, в отличие от спотовых поставок СПГ. В действительности же и на рынке сжиженного природного газа долгосрочные контракты продолжают доминировать, пусть и не так очевидно, как двадцать лет назад, когда на них приходилось более 90% от общего объёма сделок. Учитывая высокую стоимость всей инфраструктуры, связанной с СПГ, неудивительно, что производители стремятся минимизировать свои риски», — добавил Антон Соколов.

Стоит учитывать и высокую конкуренцию на рынке. Ценовой бум 2022 года привлёк внимание инвесторов во многих странах.

«Только за 2024 год положительных решений было принято более чем на 80 млн тонн н, в первую очередь в США и Катаре. На стадии строительства находится порядка 250 млн тонн новых мощностей СПГ, что составляет более половины объёма текущего рынка. К этому стоит добавить проекты, которые стадию принятия решения ещё не прошли, общей мощностью почти 90 млн тонн.

Все они с большой долей вероятности будут введены до 2030 года. То есть рост составит около 300 млн тонн, что приведёт к формированию рынка потребителя и окажет давление на цены. Эпоха высоких цен, по сути дела, подходит к завершению», — отметил Иван Тимонин.

Несмотря на это, руководитель проектов «Имплемента» достаточно оптимистично оценивает перспективы отечественных компаний.

«Для российских производителей это не означает ничего критически плохого. За счёт низкой стоимости добычи эти активы выглядят достаточно убедительно на мировой арене. И до этого в периоды профицита компаниям из РФ удавалось сохранить высокую загрузку на фоне низких цен. В первую очередь замораживались активы в США. Есть основания думать, что ситуация повторится», — предположил Иван Тимонин.

Кто повезёт российский СПГ?

Но, пожалуй, главное препятствие для российских экспортёров прямо сейчас — это отсутствие собственного танкерного флота. При этом в России закупают суда для конкретных проектов без формирования общего фрахтового рынка. И, по словам Михаила Евтушенко, эта тенденция вряд ли поменяется в ближайшее время.

С учётом этой особенности наибольшее внимание привлекает проект «НОВАТЭКа» «Арктик СПГ — 2». Если рассматривать только введённые в работу производственные линии, потребность в судах составляет 15 единиц, отметил Павел Марышев. Казалось бы, если кораблей не хватает, их надо построить. Но здесь нужно иметь в виду ограниченные возможности отечественных верфей.

«В настоящее время строительство газовозов, предназначенных для „Арктик СПГ — 2”, ведётся только на Судостроительном комплексе „Звезда”. Контракты были заключены в 2019–2020 гг., однако сроки сдачи неоднократно переносились. По состоянию на июнь 2025 г. последний этап ходовых испытаний проходит только один танкер („Алексей Косыгин”); ещё два танкера-­газовоза („Пётр Столыпин”, „Сергей Витте”) спущены на воду и находятся в высокой степени готовности.

Помимо ССК „Звезда”, шесть танкеров аналогичного класса строила на своих верфях южнокорейская Hanwha Ocean: три — по заказу Совкомфлота, ещё три — по заказу японской Mitsui OSK Lines (MOL). В настоящее время судьба этих газовозов не определена, но с большой вероятностью при сохранении текущего санкционного режима в Россию они переданы не будут», — рассказал Сергей Ермилов.

В «Рексофт Консалтинг» выделяют следующие трудности при строительстве собственного флота:

• недостаток мощностей — крупнотоннажные гражданские суда может строить только Совкомфлот, остальные предприятия («Адмиралтейские верфи», «Северная верфь») полностью загружены по линии Гособоронзаказа;
• отсутствие апробированной технологии хранения СПГ на судах — первые два танкера были оснащены французской системой мембранного типа Mark III (Gaztransport & Technigaz), на остальных планируют использовать отечественный аналог, получивший предварительное одобрение регулятора;
• задержки поставок комплектующих, необходимость поиска альтернативных логистических маршрутов.

По словам Ирека Хуснутдинова, сроки локализации включают три этапа.

«На первом (2024–2026 гг.) речь идёт о покупке б/у судов и сотрудничестве с азиатскими верфями. В среднесрочной перспективе (2027–2030 гг.) — запуск производства на верфях „Звезда” и „Севмаш”, в долгосрочной — полная импортозамещающая цепочка. Критические технологические пробелы включают производство криогенных резервуаров (требуют стали марки 9% Ni), зависимость от газовых турбин MAN Energy Solutions и отсутствие опыта проектирования ледовых классов Arc7.

Системные ограничения дополняют картину: нехватка регазификационных терминалов, запрет перевалки СПГ в портах ЕС с 2025 г. и капитальные затраты на заводы СПГ в $10–15 млрд, осложнённые санкциями против банков. Создание флота займёт пять-семь лет, а успех зависит от преодоления технологической зависимости», — отметил генеральный директор ООО «1ОЙЛ МЕНЕДЖМЕНТ».

С тем, что без помощи дружественных государств не обойтись, согласны и аналитики «Имплемента»

«Мы знаем, что ряд крупных судостроительных компаний в Китае уже достаточно давно хотят встать наравне с „большой судостроительной тройкой”. Поэтому партнёрство с дружественными странами отчасти может решить вопрос с газовозами для российских СПГ-проектов», — сказал Иван Тимонин.

Павел Марышев, в свою очередь, считает, что полностью покрыть потребности отечественных предприятий не получится без привлечения верфей в Южной Корее. Именно по этому пути и собирался идти «НОВАТЭК», однако из-за политической ситуации азиатские компании отказались выполнять имеющиеся договорённости.

Нужно понимать, что новые суда нужны не только российским экспортёрам. По прогнозам Национальной ассоциации производителей СПГ, количество газовозов вырастет с 879 в 2024 году до 1122 в 2027 году. В 2024 году на верфях строилось 297 кораблей. Подобный рост обусловлен не только появлением новых мощностей по производству СПГ, но и снижением среднего срока службы судов: с 40 до 20 лет.

То есть российским компаниям и здесь придётся выдержать ожесточённую конкуренцию. Ситуацию усугубляет то, что для большинства действующих проектов нужны именно газовозы ледового класса, так как они находятся в арктической зоне.

«В качестве альтернативы можно рассмотреть „Мурманский СПГ”. „НОВАТЭК” планирует построить производство мощностью 20 млн тонн в непосредственной близости к Кольской АЭС. Однако существует проблема сырьевой базы, которую планируют решить за счёт прокладки магистрального газопровода „Волхов — Мурманск”. В случае его реализации это позволит не только запустить завод, но и газифицировать ряд районов Карелии и Мурманской области», — отметил Павел Марышев.

Делаем выбор

И всё же на какой способ транспортировки газа российским потребителям стоит сделать акцент? Михаил Евтушенко видит большие перспективы у СПГ.

«На текущий момент развитие экспортных проектов трубопроводного транспорта — прерогатива ПАО „Газпром” и государства, в связи с чем комментирование целесообразности выбранных направлений со стороны технического консультанта затруднительно. Экспорт сжиженного газа, напротив, доступен любой крупной газодобывающей компании и максимально логичен, когда центр добычи значительно отдалён как от текущих маршрутов сбыта газа, так и от потенциальных потребителей.

Данное условие характеризует большинство рассматриваемых к разработке новых месторождений с потенциальной базой потребителей в Южной и Юго-­Восточной Азии. Поэтому трубопроводный транспорт сохранит значимость в рамках долгосрочных отношений, однако экспорт СПГ позволит обеспечить стратегическую гибкость и диверсифицировать рынки сбыта», — высказал мнение руководитель проектов ООО «ИЭС».

Ирек Хуснутдинов видит плюсы и ограничения у обоих вариантов, но также высказывается, скорее, в пользу СПГ.

«Трубопроводы эффективны для Китая, Узбекистана и Турции, но несут риски политической нестабильности. СПГ обеспечивает выход на перспективные рынки Азии (Индии, Японии) и Латинской Америки с максимальной гибкостью, но зависит от волатильности цен и наличия флота. Выбор технологии определяют три фактора: география (СПГ для Арктики и Дальнего Востока, трубы для континентальных проектов), ценовая конъюнктура (СПГ рентабелен при ценах >$7/млн BTU) и технологические тренды (плавучие заводы FLNG снижают CAPEX).

Приоритеты до 2035 г. включают наращивание доли СПГ в экспорте до 35% с фокусом на азиатские рынки (спрос +70% к 2030 г.) и локализацию критических технологий. Поэтому ставка на сжиженный газ — стратегический императив, хотя трубопроводы сохранят роль для гарантированных поставок в Азию», — отметил гендиректор ООО «1ОЙЛ МЕНЕДЖМЕНТ».

А вот в «Рексофт Консалтинг» оценивают перспективы российского СПГ более сдержанно.

«С учётом сложившейся геополитической ситуации можно предположить, что в долгосрочной перспективе до 80–85 % экспорта российского газа будет осуществляться трубопроводным транспортом (в Китай, Монголию, Среднюю Азию, Турцию, Иран и страны Юго-­Восточной Европы). Развитие СПГ-проектов, несмотря на высокий потенциал новых рынков Южной и Юго-­Восточной Азии, будет сдерживаться как необходимостью высоких инвестиций в строительство новых терминалов, так и отсутствием достаточного количества танкеров-­газовозов, способных осуществлять навигацию в условиях Северного морского пути.

Кроме того, угроза вторичных санкций со стороны США и Европейского союза с большой вероятностью охладит интерес таких стран, как Бангладеш, Вьетнам, Таиланд и Филиппины, к российскому СПГ», — резюмировал Сергей Ермилов.

Конечно, однозначного ответа на этот вопрос быть не может, в любом случае структура российского экспорта останется смешанной. И всё же можно предположить, что доля сжиженного газа будет расти благодаря гибкости поставок, присущей этому методу транспортировки. Это особенно важно в условиях политической нестабильности.

В настоящее время трубопроводные поставки природного газа осуществляются в Китай по газопроводу «Сила Сибири» (проектная производительность — 38 млрд м3 в год), в Турцию по газопроводам «Голубой поток» (16 млрд м3) и «Турецкий поток» (31,5 млрд м3), а также в Белоруссию по развитой системе газопроводов «Торжок — Минск — Ивацевичи» и «Торжок — Долина». Весь российский экспорт трубопроводного природного газа в 2024 году превысил 119 млрд м3, приводит цифры эксперт Международного общества нефтегазовых инженеров (SPE) Станислав Никитин.

Слово экспертам

Михаил Евтушенко, руководитель проектов ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг»

«Я бы рекомендовал не выбирать один вариант, а опираться на оба вида транспорта. Таким примером может служить Балтийский СПГ, который как раз совмещает преимущества трубопроводного транспорта, позволяя доставлять газ из традиционных районов добычи газа в регион с удобной логистикой, комфортными климатическими условиями, доступными трудовыми и энергоресурсами, что даёт ключевое преимущество и сниженную себестоимость СПГ при сохранении гибкости поставок на многоцелевой рынок сбыта».

Ирек Хуснутдинов, генеральный директор ООО «1ОЙЛ МЕНЕДЖМЕНТ»

«Трубопроводы сохраняют преимущества для стабильных рынков. Это низкая себестоимость на расстояниях до 4000 км (поставки в Китай на 30–40% дешевле СПГ), долгосрочные контракты (гарантия доходности) и индустриальный мультипликатор (создание рабочих мест). Однако непреодолимые ограничения перевешивают: геополитические риски снизили долю РФ в европейском импорте газа с 45 до 15%, инфраструктурная жёсткость делает невозможным перенаправление потоков (потеря $55 млрд, вложенных в „Северный поток — 2”), а спрос в ЕС к 2030 г. упадёт на 35,5% из-за „зелёного перехода”. Трубопроводы рентабельны только для „дружественных” рынков (Китая, Турции), но их глобальная роль необратимо снижается».

Павел Марышев, директор по развитию инжиниринговой компании ООО «Энергия Плюс»

«Торговля в рамках рыночной конъюнктуры, когда цена жёстко привязана к спросу и сопредельным факторам, создаёт оптимальные условия для СПГ. Спрос не является константой, неоднороден по регионам. Динамичность рынка требует гибкости экспортных потоков. По этому параметру СПГ, безусловно, отвечает требованиям современного рынка углеводородов. Газ в сжиженном виде позволяет использовать мультимодальные логистические цепочки: морские танкеры, автоцистерны, ж/д транспорт.

Вне зависимости от политической конъюнктуры СПГ-поставки для экспортёров являются более привлекательными, поскольку обеспечивают бОльшую добавочную стоимость. Для стран-­реципиентов использование трубопроводного газа более выгодно с точки зрения цены, но здесь нужно учитывать зависимость от поставщика».

Армен Тадевосян, советник по стратегическому развитию энергетической повестки Ассоциации европейского бизнеса, вице-президент ESG бизнес-клуба ФФБ Президентской академии РАНХиГС

«При выборе оптимального канала экспорта газа между трубопроводной системой и СПГ в контексте России не может быть единого варианта. Географическое положение РФ, расположение крупнейших газовых месторождений и ключевых рынков сбыта наилучшим образом демонстрируют необходимость комплексного подхода, который заключается в параллельном развитии и трубного экспорта, и СПГ».

Сергей Ермилов, менеджер практики «Стратегия» «Рексофт Консалтинг» (ООО «Рексофт»)

«В среднесрочной перспективе (до 2030 г.) единственным реальным направлением для расширения трубопроводного экспорта газа является Китай. На 2027 г. запланирован запуск так называемого дальневосточного маршрута ПАО „Газпром”, предназначенного для транспортировки газа с шельфовых месторождений о. Сахалин в Приморский край и далее в Китай по действующей трассе газопровода «Сила Сибири».

Его пропускная мощность составит до 10 млрд м³ в год. Запуск газопровода „Сила Сибири — 2” возможен не ранее 2033 г. Несмотря на значительную проектную мощность (50 млрд м³ в год), фактический объём экспорта будет зависеть как от достаточности ресурсной базы Харасавэйского и Бованенковского месторождений, так и от фактического спроса на топливо в Китае.

Учитывая прогнозируемое насыщение газового рынка к началу 2030‑х гг., а также наращивание собственной добычи в КНР вкупе с переводом части транспорта на электричество и активное развитие возобновляемой электроэнергетики, говорить о реальном объёме поставок по „Силе Сибири — 2” сейчас рано. Остальные проекты, включая создание газового хаба в Иране, находятся на стадии обсуждения; о сроках перехода к их фактической реализации судить невозможно».

Антон Соколов, эксперт Российского газового общества

«Что касается российского СПГ, то сложности этой отрасли понятны и хорошо известны. Это не только газовозы ледового класса, которых у нас действительно немного, но и серьёзная зависимость от западных технологий. Ни то, ни другое не является чем‑то из ряда вон выходящим — это просто „детские болезни” молодой отрасли, которая вынуждена развиваться в условиях жесточайшего внешнего давления.

Что касается создания собственного флота, то главное, что необходимо, — это строить новые верфи и готовить инженеров и рабочих соответствующих специальностей. Если постараться очертить сроки, то речь, полагаю, может идти о 7–10 годах для запуска крупномасштабного строительства таких судов. Кстати, первый отечественный газовоз ледового класса „Алексей Косыгин”, построенный на дальневосточной „Звезде”, должен завершить все испытания до конца этого года».

Станислав Никитин, эксперт Международного общества нефтегазовых инженеров (SPE)

«Более чем полувековой опыт экспорта российского природного газа показывает, что поставки осуществляются в циклично меняющемся политико-­экономическом окружении. Таким образом, ставить только на один вид транспортировки нецелесообразно.

Оптимальный вариант — это сочетание поставок традиционного трубопроводного газа со всё более востребованным СПГ. Искусство экспортёра заключается в умении извлекать выгоду из сложившейся волатильности рынка и быть готовым сделать покупателю взаимовыгодное предложение по цене, количеству и надёжности поставок».

Текст: Андрей Халбашкеев