Монетизация газа: какая технология принесёт большую прибыль?

В отрасли продолжают думать над тем, что делать с образовавшимся профицитом газа. Варианты по большому счёту одни и те же: наращивание производства СПГ, строительство новых трубопроводов, газохимия и газомоторное топливо. Отыскать новый взгляд на привычные вещи пытались участники ПМГФ‑2025.

Почему профицит газа — это плохо?

Последние несколько лет в России складывается парадоксальная ситуация: на рынке появились излишки «голубого топлива». Главная причина ― резкое падение объёмов экспорта в Европу. Важно, что речь идёт не только о кубометрах газа, но и о выручке отрасли. По оценкам Kept, она снизилась более чем в два раза по сравнению с рекордными значениями 2021–2022 года. Шансов, что в ближайшем будущем удастся вернуться к былым цифрам, мало. Более того, власти ЕС взяли курс на полный отказ от российского газа после 2027 года. Важно, что в данном случае речь идёт не только о трубопроводных поставках, но и о СПГ.

«После 2022 года экспортные поставки газа в Европу по газопроводам сократились более чем в три раза. Спрос на внутреннем рынке, производство СПГ и экспорт в Китай лишь частично компенсировали это падение. Замедление добычи на 80 млрд м3 в год принесло дополнительные затраты, не компенсированные экспортной выручкой.

Какие‑то мощности пришлось законсервировать. Таким образом, прежняя экспортно ориентированная модель не может обеспечить дальнейшее развитие российской газовой отрасли», ― констатировал эксперт по развитию практики по оказанию услуг компаниям нефтегазового сектора ООО «Кэпт налоги и консультирование» (Kept) Никита Иллерицкий.

Таким образом, вопрос стоит шире, нежели чем просто распределить выпавшие объёмы европейского экспорта. Фактически речь идёт о формировании новой парадигмы, в рамках которой будет развиваться российская газовая отрасль в ближайшие годы. В Kept выделяют здесь пять основных векторов:

• газификация и газомоторное топливо;
• газохимия и газопереработка;
• новые маршруты экспорта в континентальную Евразию;
• развитие производства и экспорт СПГ;
• масштабирование газовой электрогенерации.

Давайте разберём достоинства и ограничения каждого из них.

Внутренний рынок: большие объёмы, но низкая маржинальность

Один из наиболее очевидных вариантов ― перенаправить освободившиеся объёмы на собственные нужды. То, что внутренний рынок может «переварить» большие объёмы, сомнений нет.

По словам Никиты Иллерицкого, уровень газификации в РФ самый высокий в мире по итогам 2024 года ― 74,7%. При этом потенциал роста далеко не исчерпан. В России ещё много населённых пунктов, куда так и не дошло «голубое топливо». В Kept ожидают, что в 2030 году показатель газификации составит уже 82,9%. Это может дать прирост до 12 млрд м3 в коммунально-­бытовом секторе.

Таким образом, уже сейчас большая часть добываемого газа потребляется внутри страны. Если взять баланс за 2024 год, то при производстве в 666,7 млрд м3 на экспорт (как по трубопроводам, так и в виде СПГ) ушло 110 млрд м3. Внутреннее потребление составило 521 млрд м3. На потери и собственные нужды компаний пришлось 14 млрд м3, привёл цифры руководитель проектов СПГ АО «Грасис Инжиниринг» Алексей Гришко.

При этом самым крупным потребителем на рынке РФ являются большие энергетические предприятия ― 150 млрд м3. На долю промышленных и перерабатывающих компаний приходится 135 млрд м3. Малая энергетика, ЖКХ, население потребляют 120 млрд м3.

Впрочем, главная проблема внутреннего рынка даже не в объёмах, а в цене.

«Чтобы говорить об экономической эффективности, тариф нужно повысить с 6–8 руб­лей до 15–16 и выше. И мы уже видим тенденцию к их росту на внутреннем рынке. С 2022 года индексация внутренних цен для всех категорий потребителей превышает 10% ежегодно. Это увеличивает нагрузку на промышленность и население, но не компенсирует утраченных экспортных доходов газовой отрасли. Сокращается разрыв внутренних цен на газ между Россией и другими странами, растёт давление на конкурентоспособность российских предприятий», ― отметил Никита Иллерицкий.

Газомоторное топливо: для прорыва нужна господдержка

Особняком стоит сегмент газомоторного топлива. Алексей Гришко определил его объём в 1,5 млрд м3 по итогам 2024 года. Однако уже к 2030 году представитель «Грасис Инжиниринг» прогнозирует рост до 15 млрд м3.

В свою очередь, в Kept считают, что рынок ГМТ в 2024 году составил 2,5 млрд м3. А вот к оценке перспектив здесь подходят более осторожно: в агентстве ожидают, что к 2030 году эта цифра вырастет до 6,8 млрд м3. Прибавка в любом случае значительная, но в абсолютных цифрах доля газомоторного топлива останется небольшой.

Председатель Национальной ассоциации производителей СПГ Павел Сарафанников считает, что для кардинального перелома в отрасли нужна поддержка со стороны государства.

«Сейчас автотранспортному предприятию выгоднее купить машину на дизеле. Что будет дальше, неясно: инфраструктура отсутствует, ситуация с сервисом непонятная, субсидий нет. Зачем покупателю это надо? Притом, что основные потребители ― это небольшие предприятия, а они смотрят в горизонте максимум 3–5 лет», ― подчеркнул г-н Сарафанников.

Впрочем, есть и позитивные моменты. Газ в качестве топлива может использоваться не только в автомобилях, но и в морских судах, железнодорожном транспорте, карьерной технике. Так, в ассоциации рассчитывают, что к 2035 году в стране будет 3000 самосвалов, 122 морских и речных судна, 150 магистральных и маневровых локомотивов на СПГ. Всё это может дать объёмы потребления в 3,9 млн тонн. Это в 18 раз больше, чем в 2024 году (0,22 млн тонн).

Но, даже если учесть, что в качестве ГМТ можно использовать также СУГ и КПГ, общие цифры всё равно выглядят скромно в общем объёме потребления природного газа. Ключевой барьер всё тот же: отсутствие инфраструктуры. А, чтобы её создать, нужны серьёзные инвестиции.

Новые трубопроводы: долго и дорого

Высокую маржу можно получить при экспортных поставках. И, раз в Европе больше не хотят приобретать российский газ, стоит поискать других покупателей. Однако вариантов, куда стоит тянуть «трубу», на самом деле не так много.

«Сегодня главный рынок для России ― это Китай. И ясно, что он будет таковым оставаться ещё долгие годы», ― подчеркнул председатель наблюдательного совета ООО «Инвеста» Андрей Гайдамака.

Помимо наличия общей границы, важную роль играет и то, что страны АТР являются главными покупателями природного газа в мире.

«По итогам 2024 года потребление газа в КНР составило 434 млрд м3 (рост на 7%). По прогнозам китайской компании CNPC, спрос в 2035 году составит около 600–650 млрд м3, то есть на 38–50 % больше чем в 2024 году, а собственная добыча ― 310 млрд м3, что на 26% больше, чем в 2024 году. При этом за последние 10 лет спрос на газ в Китае вырос более чем в два раза. Исходя из планов, принятых в России, РФ к 2035 году может занять 40% в импорте газа в КНР, как трубопроводного, так и СПГ», ― отметил старший аналитик АО «Газпромбанк» Вадим Пугач.

Нетрудно догадаться, что, рассуждая о росте поставок в Китай, эксперт имел в виду запуск нового газопровода «Сила Сибири ― 2» мощностью 50 млрд м3 в год. Казалось бы, вот она панацея для отрасли. Однако в этой бочке мёда есть сразу несколько ложек дёгтя.

Во-первых, соглашение о строительстве новой магистрали пока так и не подписано.

«Все знают, что с китайцами договариваться крайне сложно. Пока в переговорах нет реального прорыва», ― констатировал главный экономист «ВЭБ РФ» Андрей Клепач.

Во-вторых, даже если соглашение будет достигнуто, цена топлива почти наверняка будет заметно ниже, чем до этого при поставках в Европу. Одна из причин: «Сила Сибири ― 2» идёт на северо-­восток Китая, тогда как основные центры потребления находятся в других регионах страны.

То же справедливо и в отношении действующих маршрутов. В результате средняя цена, по которой КНР покупала российский трубопроводный газ в январе-­августе 2025 года, составила $249 за тыс. м3. Это дешевле поставок из Казахстана и Узбекистана (по $250 за тыс. м3), Туркменистана ($290 за тыс. м3) и Мьянмы ($374 за тыс. м3), привёл цифры Андрей Гайдамака.

При этом российский СПГ обходится китайцам в $432,6 за тыс. м3, что дороже импорта из Австралии, Катара и Малайзии (по $385,2 за тыс. м3). Всё это ― следствие нежелания властей КНР слишком сильно зависеть от одного поставщика энергоресурсов. Наконец, у Китая всегда есть запасной вариант ― вновь нарастить угольную генерацию.

Ещё один немаловажный аспект подобных проектов ― это большие капитальные затраты. При этом ждать отдачи придётся долго. Аналитики Kept прогнозируют, что объёмы трубопроводных поставок в Китай и другие страны Азии к 2030 году вырастут до 65 млрд м3. Для сравнения: в 2025 году ожидается 49,8 млрд м3.

Настоящего прорыва стоит ждать уже в следующем десятилетии: к 2035 году эта цифра составит уже 125 млрд м3, отметил Никита Иллерицкий.

В связи с этим Андрей Клепач задался вопросом, какое направление выгоднее: Китай или страны Центральной Азии, где потребности в энергии растут по мере увеличения населения. Большие перспективы здесь видит и Вадим Пугач.

«Добыча газа в Узбекистане в 2024 году сократилась практически на треть относительно 2019 года. Большинство крупных месторождений в стране истощены. Поэтому страна наращивает закупки газа из России. В 2024 году импорт из РФ составил 5,6 млрд м3, а в 2030 году может вырасти до 12 млрд м3.

В Казахстане идёт программа газификации, но при этом есть сложности с увеличением добычи. Скорее всего, республика также будет наращивать импорт газа из России. Объёмы в ближайшие 3–4 года могут вырасти на 5 млрд м3. Азербайджан не испытывает проблем с добычей, как в Узбекистане, но эта страна взяла на себя большие обязательства по экспорту с 2026–2027 гг. в ЕС, замещая Россию.

Но на самом деле таких объёмов у Азербайджана нет и в ближайшие годы не предвидится. Поэтому, скорее всего, Россия будет поставлять газ и на внутренний рынок этого государства», ― прокомментировал ситуацию аналитик «Газпромбанка».

К плюсам этого варианта стоит отнести то, что для поставок можно использовать построенную в советские годы инфраструктуру. Однако остаётся вопрос цены на топливо, почти наверняка газ будет стоить дешевле, чем при поставках в Европу.

СПГ: возможности…

Итак, стоит задача не просто реализовать газ, но и сделать это по выгодной цене. Логичный вариант ― заняться переработкой. Сразу после введения санкций в качестве панацеи для отрасли рассматривали индустрию СПГ. Эта технология позволяла переработать большие объёмы газа и обеспечить гибкость поставок.

Нужно сказать, что мировой рынок СПГ действительно активно развивается последние годы. Эксперты сходятся во мнении, что позитивный тренд сохранится и в будущем. По словам Павла Сарафанникова, в ближайшие 10 лет потребление СПГ вырастет не менее чем в два раза.

«Инфраструктура для этого готова: терминалов по регазификации уже почти в два раза больше, чем мощностей по производству: 1184 млн тонн против 539 млн тонн», ― отметил г-н Сарафанников.

Основные центры потребления сосредоточены в странах АТР. На них приходится 65%. В Европу идёт 30% СПГ в мире, в остальные страны ― 5%.

«Перспективы роста спроса есть практически везде, кроме Европы. В 2022–2024 гг. потребление газа в ЕС упало на 20% относительно 2021 года, до 333 млрд м3. То есть сказать, что в Европе заместили выпадающие объёмы поставок из России, нельзя, там просто от них отказались. В 2026–2030 годах спрос на газ в ЕС продолжит снижаться, по разным оценкам, до 290–300 млрд м3», ― сказал Вадим Пугач.

Помимо Китая, который уже является крупнейшим импортёром СПГ в мире, эксперты акцентируют внимание на индийском рынке. По словам Павла Сарафанникова, сейчас там в стадии проектирования и строительства находится сразу несколько терминалов по регазификации большой мощности.

«При сравнимой численности населения потребление газа в Индии в 6 раз ниже, чем в Китае. В 2024 году оно достигло рекордных 72 млрд м3 (рост на 12%) из-за низких цен в первой половине года и погодных условий. Россия в 2024 году отправила в Индию всего две партии СПГ общим объёмом 180 млн м3. К 2035 году потребление газа в этой стране может увеличиться до 130 млрд м3 (+80% относительно 2024 года) за счёт снижения мировых цен на газ и замещения угля.

Индия и сейчас готова нарастить потребление, всё зависит от цены. Существующие регазификационные терминалы загружены менее чем на 50%. Если Китай готов покупать по $350–400 за тыс. м3, то в Индии этот порог ниже $300. Если больше, то они предпочтут и дальше пользоваться углём», ― рассказал Вадим Пугач.

Нет ничего удивительного, что в России хотят оседлать эту волну. В соответствии с ключевыми действующими документами государственного стратегического планирования в ТЭК, производство СПГ в РФ должно составить 142 млрд м3 уже к 2030 году. Впрочем, при достижении этой цели нужно учитывать сразу несколько факторов.

… и сложности

Начнём с того, что цели по увеличению производства СПГ ставят не только в России. По оценкам аналитиков «Газпромбанка», в ближайшие 5 лет мировые мощности вырастут в полтора раза. Пик их ввода придётся на 2026–2028 гг. 75% всей прибавки обеспечат США, Катар и Россия. Это вызовет ряд важных последствий для отрасли.

«На рынке постепенно сложится профицит. Рост предложения СПГ в мире, по мнению аналитиков, приведёт к снижению цен на газ в Европе и Азии в 2026–2027 гг. Средняя цена на газ TTF в Европе в 2027 году ожидается ниже $300 за тыс. м3. В Азии (JKM) ― около $340 за тыс. м3», ― отметил Вадим Пугач.

Это, конечно, скажется на маржинальности проектов и повысит конкуренцию среди производителей. В связи с этим важным фактором становится скорость ввода новых заводов. Важно как можно быстрее «застолбить» за собой ценные участки рынка.

По словам Павла Сарафанникова, мощность действующих заводов в РФ составляет 33,5 млн тонн, ещё строят на 39 млн тонн, в ожидании FID (Final Investment Decision, ― прим. ред.) ― на 28 млн тонн, в проработке находятся проекты на 149 млн тонн. Реализация всех намеченных планов позволит с лихвой обеспечить искомые 142 млрд м3. Но есть важный нюанс ― уже после 2030 года. Главная причина задержек ― санкции. Это промедление может оказаться роковым для российских экспортёров.

«Есть опасения, что потеряем значительную долю рынка, так как никто не знает, как будет развиваться ситуация с внешними ограничениями. Сегодня мы, к сожалению, оказались не подготовленными к этим изменениям, правительство предпринимает много усилий, чтобы эту ситуацию исправить. Но результаты можно увидеть в лучшем случае лет через пять», ― констатировал г-н Сарафанников.

«Производство СПГ является одним из самых технологически сложных. Ключевой вызов ― создание или импорт оборудования. В последнее время здесь добились большого прогресса, но не все элементы выведены в серийное производство, особенно то, что касается криогеники. Таким образом, будущее отрасли, как никогда прежде, находится в руках разработчиков и поставщиков технологий и оборудования», ― добавил Никита Иллерицкий.

В свою очередь, генеральный директор АО «Криогенмаш» Евгений Матвеев приоритетной задачей считает поддержание работы уже завезённого в страну западного оборудования.

«Криогенные технологии ― самый сложный этап процесса переработки газа. Поэтому в своё время на наш рынок хлынуло большое количество зарубежных лицензиаров. Они заняли на нём существенную долю. Но в 2022 году они все ушли. В результате у наших заказчиков осталось оборудование, которое работает по непонятным алгоритмам», ― отметил г-н Матвеев.

Цель на следующем этапе ― обеспечить повышение эффективности действующих производств путём модернизации и реверс-­инжиниринга. И после этого можно приступать к собственным разработкам, для технологического лидерства и повышения маржинальности.

А что же со строительством новых заводов? Управляющий партнёр ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» (IAS Engineering & Consulting) Александр Адоевский подчеркнул, что введённые ограничения не означают, что в России сейчас невозможно реализовать крупные СПГ-проекты.

«Просто применяются доступные технологии. Например, вместо одной турбины мощностью 100 МВт использовать несколько поменьше на 30 МВт или электродвигатели на 80 или 100 МВт», ― объяснил г-н Адоевский.

Специалисты «ИЭС Инжиниринг и консалтинг» подсчитали, что на конец 2025 года доступно технологий сжижения:

• с одним холодильным контуром: в РФ ― 1, в Китае ― 2;
• с двумя холодильными контурами: в РФ ― 4, в Китае ― 2;
• с тремя холодильными контурами: в РФ ― 1, в Китае ― 1.

Конечно, нужно учитывать, что вариант со строительством нескольких линий вместо одной большой повлечёт за собой рост капитальных затрат. Однако принципиальная возможность по запуску крупнотоннажных заводов в России есть.

Мал да удал? На что способны мини-заводы СПГ

Впрочем, есть сегмент, где технологическая зависимость от западных технологий практически не ощущается. Речь идёт о малотоннажном СПГ. Так, может, стоит вложиться в это направление?
По данным Национальной ассоциации производителей СПГ, на начало 2025 года в РФ действовало 26 малотоннажных производств общей мощностью 387 тыс. тонн. Также заявлено строительство ещё 45 заводов, которые смогут выдывать ещё 2868 тыс. тонн.

«Всего получаем 3 млн тонн, это уже достаточно серьёзный объём, который может составить конкуренцию нефтепродуктам. Нужно понимать, что малотоннажный СПГ ориентирован на внутренний рынок. Экспортные поставки возможны только по суше, поэтому стоимость транспортировки влияет на цену конечного товара», ― отметил Павел Сарафанников.

Пока поставки МСПГ за рубеж исчисляются десятками, может быть, сотнями тонн, добавил Алексей Гришко. Поэтому основные сценарии его использования ― это газомоторное топливо и автономная газификация. Рассуждения экспертов по поводу ГМТ приведены выше. А что со вторым вариантом?

«Автономная газификация ― хорошая альтернатива СУГ и дизельному топливу. Этот рынок может вырасти до 4 млн тонн к 2030 году. Подобный успешный опыт уже есть в США», ― сказал Алексей Гришко.

По словам Павла Сарафанникова, экономия от использования СПГ вместо дизельного топлива может достигать 40%. При этом не нужно бояться хищений со стороны персонала. Необходимо учитывать и экологический фактор: выбросы углекислого газа здесь меньше в два-три раза, а сажи ― в пять раз. Кроме этого, исчезает риск загрязнения почвы и водных объектов при разливах нефтепродуктов.

И всё же МСПГ остаётся нишевой историей для удалённых объектов. Когда речь заходит о газификации более крупных населённых пунктов, всплывают проблемы.

«Ключевой вопрос, за чей счёт банкет? Кто компенсирует тарифы? СПГ всегда будет дороже, чем трубопроводный газ. Здесь нет государственного регулирования. При этом в любом случае есть затраты на производство СПГ, его транспортировку в зависимости от плеча и затем на хранение и регазификацию. В Чите сейчас как раз решается, кто это будет компенсировать и через какие регламентные документы это будет проходить. Чтобы сдвинуть дело с мертвой точки, нужно государственное регулирование или даже какой‑то нацпроект», ― подчеркнул Павел Сарафанников.

Остаётся и вопрос сырьевой базы. Чтобы подключиться к трубе, необходимо проходить многочисленные согласования. А разработка небольших месторождений требует серьёзных инвестиций, и экономический эффект нужно считать в каждом конкретном случае.
Уходим в глубокие переделы

«Трубопроводные поставки и СПГ попали под санкции. Логично обратиться к более глубокой переработке ― газохимии. На высоких переделах небольшие объёмы, но базовые продукты позволяют вовлечь достаточно много газа. Кроме того, есть возможность оперативно менять номенклатуру товаров в зависимости от ситуации на рынках. Всё это повышает стоимость портфеля через синергию и снижение рисков.

К тому же проекты в газохимии и производстве минеральных удобрений имеют небольшие сроки окупаемости при использовании механизмов господдержки», ― предложил следующую альтернативу генеральный директор АО «Уралхиммаш» Евгений Гриценко.

О каких объёмах можно здесь говорить? По подсчётам Kept, производство аммиака к 2030 году вырастет до 24 млн тонн. Для сравнения: по итогам 2024 года ― 18 млн тонн. Метанола будут производить на 1,8 млн тонн больше: 6 вместо 4,2 млн тонн.

«Рост производительности аммиака, метанола и их производных внесёт вклад в увеличение потребления природного газа не менее чем в 12 млрд м3 в год к 2030 году», ― отметил Никита Иллерицкий.

В свою очередь, руководитель проекта Департамента аналитических исследований Аналитического центра ТЭК Минэнерго России Екатерина Грушевенко говорит уже о 15 млрд м3 газа, но к 2035 году.

Технологические барьеры: заграница нам поможет?

Эти сценарии станут реальностью, если будут запущены в срок заявленные проекты и полностью загружены имеющиеся мощности. В то же время есть ряд факторов, которые могут помешать реализации этих планов. В Kept отмечают, что масштабирование производства пока ограничено технологическими вызовами и возможностями логистики.

Евгений Гриценко согласен, что методики и оборудование, которые раньше предоставляли западные лицензиары, теперь недоступны. Однако эксперт не считает ситуацию безвыходной.

«Есть проблемы с динамическим оборудованием: турбинными компрессорами, детандерами. Также сложная ситуация с катализаторами. Конечно, требуется внимание государства, чтобы решить эти проблемы. Однако в стране остались компетенции с советских времён, плюс выходцы из западных компаний создали свои предприятия, которые уже предлагают конкурентоспособные продукты. Опыт последних лет показывает, что в РФ способны реализовать современные крупнотоннажные проекты мирового уровня на базе отечественных технологий и оборудования», ― констатировал гендиректор «Уралхиммаш».

В свою очередь, Александр Адоевский в качестве ключевых вызовов видит относительно небольшую единичную мощность технологических линий и отсутствие ЕРС-подрядчиков с опытом реализации крупных проектов под ключ. Если говорить о доступных решениях, то мощность одной линии по метанолу составляет 0,5–1 млн тонн вместо 1,8 млн тонн, по аммиаку ― 0,5–0,8 вместо 1,2 млн тонн, карбамиду ― 0,9–1,3 вместо 1,7 млн тонн.

Таким образом, завод построить можно, но условно вместо одной производственной цепочки придётся проектировать две, что ощутимо увеличивает капитальные затраты. Пока российские компании сильно выручает импорт технологий и оборудования из КНР.

«Есть проблемы по гранулированию карбамида. Однако иностранные компании ушли из России, но не из Китая. Поэтому всё равно идёт взаимопроникновение, и этот вопрос постепенно решается. Точно так же потенциальные риски в части обеспеченности специфическими катализаторами нивелируются поставками из КНР. Сегодня в Китае есть ЕРС-подрядчики, способные реализовать проекты полного цикла под ключ. А в России есть компании, способные выполнить технологическую часть проекта на базе этих моделей», ― прокомментировал ситуацию Александр Адоевский.

Как транспортировать метанол и аммиак?

Что же можно сказать о втором барьере ― сложностях с логистикой? В случае с метанолом Екатерина Грушевенко считает эти ограничения критическими. Терминал в Находке мощностью 1 млн тонн в год загружен только на 72%, а порты Кавказ и Темрюк не принимают суда с большой грузоподъёмностью, что ограничивает экспорт в Турцию. Если говорить о сухопутных перевозках, то нужно учитывать, что метанол не включён в перечень приоритетных продуктов РЖД. Всё это привело к тому, что объёмы его производства даже снизились в 2024 году.

Противоположная ситуация складывается с аммиаком. Уже запущен проект по его перевалке в Усть-­Луге, а 2026 году запланирован ввод ещё одного в Тамани, сообщила аналитик Минэнерго.
В то же время аммиак используется для производства удобрений, поэтому и рынок сбыта у него шире, чем у метанола. Последний в 2024 году поставляли в основном в Китай, на эту страну пришлось 63% экспорта.

Всего же метанол в прошлом году отгружали лишь в 6 стран, тогда как до санкций география поставок включала 30 государств. Аммиак же до сих пор не попал под ограничения, и его покупают не только в Индии и Бразилии, но и в ЕС и США. Однако Екатерина Грушевенко предупреждает, что ЕС постепенно вводит на этот продукт пошлины и рано или поздно они станут заградительными.

Тем не менее аналитик считает, что к 2035 году производители сделают основную ставку на аммиак и его производные, попутно сократив выпуск метанола.

Оцениваем рынок сбыта Александр Адоевский настроен более оптимистично. По его словам, после 2030 года может сильно вырасти потребление метанола в качестве судового топлива.

«По некоторым прогнозам, уже в 2027–2028 гг. на метаноле будут ходить 5–10 судов. В 2035 году объёмы его потребления в качестве топлива достигнут 50 млн тонн. При этом сейчас 100 млн тонн ― это весь мировой рынок метанола», ― отметил управляющий партнёр ООО «ИЭС Инжиниринг и консалтинг».

Впрочем, если говорить о перспективах этого топлива в России, то здесь нужно учитывать фактор серьёзных нормативных ограничений. И шансов, что они будут сняты в ближайшее время, мало.

«Растёт потребление метанола в категории „прочее”. А это в том числе кустарные „омывайки” для автомобилей, которые вообще‑то запрещены. Вопрос безопасности людей тоже важен. Поэтому надо больше времени, чтобы понять, насколько это долгий тренд, прежде чем вкладываться в строительство», ― сказала Екатерина Грушевенко.

Александр Адоевский считает, что пора перестать подходить к метанолу как к яду.

«Нигде к нему нет такого настороженного отношения, как в России. При этом метанол ― это обычная жидкость. И если отбросить различные фобии, то его можно перевозить в стандартных нефтяных танкерах. Но у нас законодательство только ужесточается, и это не помогает развитию метанола как носителя энергии», ― констатировал г-н Адоевский.

Но, даже если все планы по развитию газохимических предприятий будут реализованы, объёмы монетизации «голубого топлива» всё равно не покроют выпавший экспорт. И чрезмерно наращивать производство нет смысла.

«Внутренний рынок растёт, но недостаточно быстрыми темпами. Мы понимаем, что это в первую очередь экспортно ориентированное производство. Вопрос спроса на мировом рынке. Если там готовы эти объёмы принять, то это перспективно, но, безусловно, надо учитывать высокую конкуренцию. Таким образом, газопереработка ― это нишевая история, которая не сможет сильно абсорбировать природный газ», ― подчеркнула Екатерина Грушевенко.

Однако это не означает, что развивать это направление не нужно. Постепенно в отрасли формируется понимание, что «серебряной пули» для проблем не существует. Поэтому делать ставку только на одно направление (как это предлагали в 2022 году с сжиженным природным газом) не только рискованно, но и экономически неоправданно. Вкладываться нужно во все способы монетизации газа, и этот сценарий быстрее приведёт к успеху, полагают аналитики Kept.

«Если суммировать газификацию и ГМТ (16 млрд м3), производство аммиака и метанола (12 млрд м3), трубопроводные поставки в Евразию (23,5 млрд м3), СПГ (34 млрд м3) и газовую электрогенерацию (16 млрд м3), то получаем 102 млрд м3. Таким образом, реализация заявленных проектов развития позволит компенсировать и преодолеть разрыв, сформировавшийся после 2022 года», ― резюмировал Никита Иллерицкий.

Текст: Андрей Халбашкеев.