Мировой спрос на газ через 25 лет вырастет на 39%, до 5,7 трлн куб. м (если рассчитывать от уровня 2023 г.), заявил руководитель «Газпрома» Алексей Миллер со ссылкой на прогноз Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ). 80% этого спроса должны быть обеспечены запасами новых месторождений.
По словам Миллера, во многих странах мира из-за отказа от традиционных видов топлива инвестиции в разведку, добычу, транспорт и переработку в 2016—2019 годы сократились на 30%. С 2019 г. 90% мировых инвестиций работают на поддержание добычи, но для растущей глобальной экономики требуется все больше газа. «Газпром» видит очертания новой парадигмы на мировом газовом рынке.
Рост спроса дает преимущество России, у которой есть богатые месторождения ресурса. Только в российской Арктике находится 87 трлн куб. м газа, подчеркнул Миллер.
Для освоения огромных запасов газа, их транспортировки потребуется масштабное импортозамещение. В апреле в «Газпроме» сообщали, что российские предприятия уже освоили производство уникальной стальной трубы диаметром 1,42 м класса прочности К70, которые рассчитаны на рекордное для сухопутных газопроводов рабочее давление в 150 атмосфер.
Россия станет первой страной в мире, которая будет строить газопроводы из таких труб. Технологию реализуют на проекте «Система магистральных газопроводов «Восточная система газоснабжения».
Эксперт Финансового университета и Фонда национальной энергетической безопасности Игорь Юшков объяснил в разговоре с «СП», что с трубопроводным оборудованием проблем не было и до 2023 года.
— Какое-то оборудование, конечно, импортировалось или производилось совместно с зарубежными компаниями. Но транспортировка и хранение газа проводилось и проводится штатно. В этом секторе импортозамещение давно завершилось. Российские производители выпускает всю номенклатуру труб для прокачки как газа, так и нефти.
С оборудованием по перекачке у нас тоже все нормально, разве что цены могут подниматься. Российские производители создают сами и турбины, к примеру, газоперекачивающий агрегат «Ладога» для «Газпрома».
Все более-менее современные экспортные газопроводы, включая «Силу Сибири» и «Турецкий поток», работают с превышением проектной мощности. С «Силой Сибири-2» тоже все будет нормально с технической точки зрения. Производители труб уже сидят в ожидании новых заказов, потому что инвестиционный цикл строительства крупных нефтепроводов и газопроводов завершился.
«СП»: Что происходит с импортозамещением в секторе СПГ?
— Импортозамещение для малотоннажного и среднетоннажного производства СПГ тоже прошло успешно. К примеру, уже реализованы среднетоннажные «Криогаз-Высоцк» (основной акционер НОВАТЭК, проектная мощность — 820 тыс. тонн в год) и «Газпром СПГ Портовая» (1,5 млн тонн ежегодно) в Ленинградской области.
Они попали под санкции, поэтому производят СПГ только для внутреннего рынка. Тем не менее российский бизнес их построил самостоятельно, без иностранцев.
Основная проблема как раз заключается в крупнотоннажных заводах по сжижению газа. Российские компании не создают самостоятельно оборудование для такого производства. У нас есть три ключевых завода: «Сахалин-2» (был построен британо-нидерландской Shell), «Ямал СПГ» (основной акционер НОВАТЭК, но проект был реализован на базе технологий американской Air Products) и «Арктик СПГ 2», который изначально планировался на основе технологий немецкой Linde (В апреле 2023 г. НОВАТЭК получила патент на «Арктический каскад модифицированный», который можно применять на крупнотоннажных проектах с производительностью одной технологической линии 3 млн тонн в год — «СП»).
«СП»: Как обстоят дела с газовозами, которые нужны для экспорта СПГ?
— С ними такая же история, их не производят с нуля. У нас был заказ на строительство 15 газовозов на дальневосточной верфи «Звезда», но он реализовывался с помощью судостроителей из Южной Кореи. После введения санкций с 2022 года корейский бизнес ушел, и работа остановилась.
Корейские компании фактически делали у себя блоки и присылали на нашу верфь, на которой мы собирали части газовоза. Газовые мембраны, которые должны удерживать температуру метана в районе -162°С для сохранения его в жидком состоянии, устанавливала французская GTT. Последняя является одной из немногих компаний в мире, которая способна производить эту часть газовоза.
Два танкера все же успели получить все необходимое оборудование, и их доделывают сейчас (Глава «Совкомфлота» Игорь Тонковидов в июне говорил о хорошей вероятности поставки одного из газовозов класса Arc7 в работу во второй половине 2025 года — «СП»).
«СП»: 8 октября Объединенная судостроительная корпорация показала макет танкера-газовоза ледового класса с газовой мембраной от российской GTI и ледовым усилением Arc4. Если их получится произвести, то какой потенциал будет у судна?
— Нам, конечно, не нужно производство обычных газовозов, подержанные достаточно просто купить на рынке. Российские компании эксплуатируют и планируют строительство СПГ-проектов в Арктической зоне, поэтому им потребуются суда ледового класса Arc7.
Создание необходимого ледового класса не является проблемой, потому что у России есть опыт строительства судов для плавания в Арктике. Важно решить вопрос с производством мембран, которые пока не построены (Российский морской регистр судоходства завершил процедуру типового одобрения элементов мембраны GTI в мае этого года — «СП»).
Что касается ледового класса Arc4, то такое судно способно заходить в летний период на Ямал и Гыдан («Ямал СПГ» и «Арктик СПГ 2»), а также в балтийские порты и на Сахалин, рядом с которым почти никогда нет льда.
Если мы хотим круглогодично вывозить СПГ в том числе в восточном направлении от Ямала, то нам нужен суда класса Arc7. И то зимой ему потребуется атомный ледокол. Arc4, возможно, даже с его помощью не пойдет в холодное время. Впрочем, атомный ледокол все же позволит Arc4 экспортировать газ в западном направлении.
«СП»: Что происходит с морской добычей газа в России?
— Добыча на шельфе может быть достаточно сложной. Например, с 2015 года под санкциями находится Южно-Киринское месторождение (640 млрд куб. м газа и 97 млн тонн конденсата) в Охотском море на шельфе Сахалина.
Изначально планировалось разрабатывать его с помощью роботизированных подводных добычных блоков на скважинах, которые должны были перекачивать газ по трубам на берег. И с этого времени никак не могут найти способ его разработки без западных технологий (в октябре 2024 г. губернатор Сахалинской области Валерий Лимаренко говорил, что первый газ на этом месторождении получится добыть в 2027—2028 годах — «СП»).
