Возможности и ограничения развития российской газовой отрасли в условиях санкций на перспективу до 2030 г. Текст научной статьи по специальности «Экономика и бизнес»

УДК 338.27

DOI 10.46920/2409-5516_2023_9188_26

EDN: FMDSLS

Возможности и ограничения развития российской газовой отрасли в условиях санкций на перспективу до 2030 г.

Opportunities and limitations for the development of the Russian gas industry in the context of sanctions for the period up to 2030

Валерий СЕМИКАШЕВ Заведующий лабораторией Института народно-хозяйственного прогнозирования РАН (ИНП РАН), к. э. н. е-1г^1: vv_semikashev@mail.ru

Valeriy SEMIKASHEV

PhD in Economics, Head of the Laboratory of the Institute of Economic Forecasting of the Russian Academy of Sciences (INP RAS) Е-mail: vv_semikashev@mail.ru

Мария ГАИВОРОНСКАЯ Младший научный сотрудник, аспирант ИНП РАН Е-mail: ms.gayvoronskaya@yandex.ru

Maria GAIVORONSKAYA

Junior researcher, postgraduate student, Institute of Economic Forecasting Russian Academy of Sciences Е-mail: ms.gayvoronskaya@yandex.ru

Трасса газопровода «Сила Сибири»

Источник: «Газпром»

<

о

СЦ <

Аннотация. Целью статьи является анализ альтернативы развития газовой отрасли России в условиях действия санкции и резкого сокращения трубопроводного экспорта в Европу. Для этого укрупнённо показаны тенденции развития до 2022 г. Это то развитие, которое 27

было свойственно отрасли (и российским газодобывающим компаниям) в условиях макроэкономического и внешнеэкономического окружения, действовавшего до 2022 г. Среди альтернатив развития рассматриваются два предельных (минимальный и максимальный) сценария экспорта природного газа (в том числе с учетом реализации новых экспортных трубопроводов и вариативности в сфере СПГ), разные варианты динамики m

внутреннего спроса, который зависит от развития экономики, газификации, реализации L-

проектов в нефтегазохимии, а также реализации потенциала повышения энергоэффективности. Во второй части статьи предлагается авторский вариант развития системы газопроводов и модернизации газопотребления на востоке страны, а также даются экономические оценки этого варианта.

Ключевые слова: прогноз, экспорт, сценарии, газовая отрасль, СПГ, газификация, энергоэффективность.

Abstract. The purpose of the article is to analyze alternatives for the development of the Russian gas industry in the context of the sanctions and a sharp reduction in pipeline exports to Europe. To do this, the development trends until 2022 are shown in an enlarged way. This is the development that was characteristic of the industry (and Russian gas producing companies) in the conditions of the macroeconomic and foreign economic environment that was in effect until 2022. Among the considered development alternatives, two limiting (minimum and maximum) natural gas export scenarios are considered (including taking into account the implementation of new export pipelines and variability in the LNG sector), different options for the dynamics of domestic demand, which depends on the dynamics of economic development, gasification, project implementation in the petrochemical industry, as well as realizing the potential for improving energy efficiency. In the second part of the article, the author's version of the development of the gas pipeline system and the modernization of gas consumption in the east of the country is proposed, as well as economic assessments of this option are given.

Keywords: forecast, export, scenarios, gas industry, LNG, gasification, energy efficiency.

//

Российский газ конкурентоспособен при экспортных поставках, как по трубопроводу, так и в виде СПГ, что определило опережающий рост экспорта

Тенденции развития газовой отрасли до 2022 г.

Наибольшие объемы добычи в 20102022 гг. наблюдались в 2019 г. - 739 млрд м3, тогда же были наибольшие объемы экспорта - 258,5 млрд м3 и высокие уровни внутреннего потребления - 480,5 млрд м3. Во время финансового кризиса 20142015 гг. и пандемийного кризиса 20192020 гг. все показатели снижались. В таблице 1 показан баланс добычи, экспорта и внутреннего потребления природного газа в России в 2010-2022 гг.

Доля экспорта в добыче выросла с 29 % в 2010 г. до 35 % в 2019-2020 гг., а затем сократилась до 27 % к 2022 г. При этом поставки на внешние рынки приносили газовой отрасли примерно две трети выручки.

<

О

СЦ <

2010 2012 2014 2016 2018 2019 2020 2021 2022

Добыча газа 651 655 642 641 726 739 694 762,3 673,8

Экспорт 191,2 193,5 188,8 212,7 248,6 258,5 240,4 245,3 170,6

Импорт 4,2 8,1 8,6 8,9 9,4 9,1 9 8,2 8

Внутреннее потребление 459,1 460 458,4 456,7 481,9 480,5 464,4 470 484

Энергетика 179,6 181,8 176,1 169 172,9 168,3 153,3 159,8 159,7

Население и комбыт 96,3 95,3 96 95,1 97,7 91,6 88,2 89,3 92

Реальный сектор 132,8 131,6 135,3 141,1 157,7 167,3 171,4 169,2 179,1

Прочие 50,4 51,2 51 51,5 53,6 53,3 51,5 51,7 53,2

Изменение запасов 4,9 9,6 3,4 -19,4 4,9 9,1 -1,8 55,2 27,2

Таблица 1. Баланс природного газа в 2010-2022 гг., млрд м3

Источники: Росстат, Минэнерго, ФТС, ТЭБ, GIIGNL

Если в 2019 г. доля экспорта составляла 57 % выручки, то в 2022 г. в связи с аномально высокими мировыми ценами на газ (цены на СПГ и трубопроводный газ, привязанные к спотовым ценам) эта доля выросла до 82 %.

В 2022 г. в связи с ограничением возможностей экспортной инфраструктуры физические объемы российского экспорта упали на четверть по отношению к 2021 г., а объемы добычи сократились на 12 %: ««Газпром»» сократил свою добычу на 20 %, а остальные участники рынка увеличили совокупную добычу на 6 %.

Колебания спроса как внутреннего, так и внешнего на протяжении всего рассматриваемого периода отразились на добыче компании «Газпром». «Газпром» является

балансирующим игроком на российском газовом рынке. На объемы добычи «НО-ВАТЭКа», «Роснефти» и других газовых компаний изменения спроса почти не повлияли. Вместе с этим за рассматриваемый период доля «Газпрома» снизилась с 78 % в 2010 г. до 61 % в 2022 г. (рис. 1), то есть при растущих объемах добычи «НО-ВАТЭКа», «Роснефти» и прочих газодобывающих компаний, «Газпром» принимал на себя колебания спроса, сокращая свою долю на российском газовом рынке.

Роль внутреннего рынка газа в добыче выросла до 72 % в 2022 г. В структуре потребления выросла доля реального сектора с 29 % в 2010 г. до 36 % в 2021 г., но сократились доли энергетики, населения и коммунально-бытового сектора

гч о гч

<

с;

о

СЦ <

Рис. 1. Структура добычи природного газа по компаниям в 2010-2022 гг.,%

100%

Источник: отчеты компаний

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 ■ Газпром ■ Новатэк ■ Роснефть ■ Прочие

21% ^Н21% ^Н19% ^Н19% ■19%

11% 11% 11% 11% 11% 11% 11% 11% 11% 11% 11% 11%

90% 80%

70% 29% 28% 29% 29% 30% 31% 31% 32% 33% 35% 37% 36% 60% 50% 40% -30% 20% 10% 0% —

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 ■ Энергетика ■ Население и комбыт ■ Реальный сектор ■ Прочие

п <

Рис. 2. Структура потребления природного газа в 2010-2021 гг.,%

Источник: «Газпром»

с 39 до 34 % и с 21 до 19 % соответственно (рис. 2). Сокращение потребления секторами энергетики и населением связаны с увеличением энергоэффективности, а увеличение потребления со стороны реального сектора - с ростом экономики.

Российский газ конкурентоспособен при экспортных поставках, как по трубопроводу, так и в виде СПГ что определило опережающий рост экспорта.

Рост внутреннего потребления наиболее значим в реальном секторе - где идет как рост производства,так и увеличение доли собственной генерации у промышленности [1].

В энергетике снижается потребление за счет процессов оптимизации, в частности, за счет использования более эффективных газовых турбин. Плюс сказывается наведение порядка в теплоснабжении, в основном на стадии передачи и потребления, что приводит к сокращению выработки тепла, а значит потребления газа на эти цели [2].

В следующем разделе будут рассмотрены варианты развития после 2022 г., когда газовая отрасль будет функционировать в новых условиях:

• отсутствия трубопроводного экспорта в Европу;

• высокой неопределенности с макроэкономической динамикой российской экономики;

• рисков с поставками оборудования (в том числе газовых турбин, что затормозит процесс повышения эффективности использования газа в энергетике);

• сохраняющегося значимого потенциала повышения эффективности использования газа в экономике как напрямую, так и получаемой из него энергии [3];

• другими факторами (программа газификации, строительство новых заводов СПГ и новых трубопроводов).

Экспорт природного газа из России в 2022 г.

Прошлый год изменил условия и возможности российского экспорта природного газа. Частично или полностью были разрушены газопроводы «Северный поток» и «Северный Поток-2», Украина оставила функционирующей только одну из веток для транзита российского газа в Европу, а большинство европейских стран поставили цели сокращения импорта российского газа и постепенного отказа от него. Это всё привело к сокращению трубопроводного экспорта из России на 39 % с 204,4 млрд м3 до 124,9 млрд м3 за период 2021-2022 гг. При этом экспорт в страны Европы сни-

<

о

СЦ <

п <

<

о

СЦ <

зился на 46 % до 85,5 млрд м3, а экспорт в Китай вырос на 48 % до 15,4 млрд м3.

Стабильно функционирующими в 2022 г. остались только газопроводы в Турцию. Поставки в европейские страны по «Турецкому потоку» выросли на 2 % по отношению к 2021 г. и составили 12,9 млрд м3 в 2022 г. Поставки в Турцию по газопроводам «Турецкий поток» и «Голубой поток» в сумме выросли на 23 % и составили 20,6 млрд м3 в 2022 г.

В 2022 г.снизились поставки через украинскую ГТС на 55 % с 41,7 млрд м3 в 2021 г. до 18,7 млрд м3 в 2022 г. Отметим, что по действующему контракту с Украиной Россия должна поставлять в Европу через украинскую ГТС 40 млрд м3 в год до 2024 г.

Поставки по «Северному потоку» прекратились в середине 2022 г. - сначала начались ремонтные работы, затем проблемы с возвратом газовых турбин после ремонта, а после и взрыв газопроводов. Совокупные объемы экспорта по «Северному потоку» составили 30,2 млрд м3 в 2022 г. Это на 49 % ниже объемов 2021 г.

Экспорт по газопроводу Ямал-Европа через Польшу и Беларусь был остановлен по политическим причинам еще в начале 2022 г. Таким образом, совокупный экспорт в оставшиеся страны Европы, Прибалтики и Финляндия сократился на 89 % с 29,0 млрд м3 в 2021 г. до 3,1 млрд м3 в 2022 г.

Трубопроводные поставки в Китай выросли на 48 % и достигли 15,4 млрд м3 в 2022 г., а экспорт в страны СНГ составил 24 млрд м3.

Экспорт СПГ вырос на 12% с 40,9 млрд м3 в 2021 г. до 45,7 млрд м3 в 2022 г. Сверх установленной мощности работали заводы «Сахалин-2» и «Ямал СПГ».

Наибольшие объемы добычи в 2010-2022 гг. наблюдались в 2019 г. - 739 млрд м3, тогда же были наибольшие объемы экспорта (258,5 млрд м3) и внутреннего потребления (480,5 млрд м3)

Производственный комплекс «Пригородное» проекта «Сахалин-2» Источник: «Газпром»

Сценарии экспортных поставок до 2030 г.

Поскольку в 2022 г. изменились условия функционирования газовой отрасли, меняются как физические, так и финансовые потоки, необходимо оценить тот диапазон добычи, в котором будет существовать российская газовая отрасль в среднесрочной перспективе. Поэтому были разработаны два сценария, которые показывают минимальные и максимальные объемы добычи, которые будут соответствовать потребностям внешнего и внутреннего рынков.

Высокий сценарий предполагает максимальное увеличение экспорта и благоприятные условия. Однако даже в этом варианте при существующей инфраструктуре объемы экспорта природного газа из России к 2030 г. останутся примерно на уровнях 2022 г. При этом экспорт в Европу упадет с 85,5 млрд м3 до 32 млрд м3 и будет представлен только поставками по «Турецкому» и «Голубому» потокам. Страны Южной и Юго-Восточной Европы, такие как Сербия, Венгрия, Болгария, Греция продолжат получать российский газ в соответствии с контрактными обязательствами. Экспорт через украинскую ГТС в Молдову, Италию, Австрию, Словакию и прочие страны будет постепенно сокращаться (таблица 2).

Объемы трубопроводного экспорта в Китай будут расти в соответствии с подписанными контрактами. Поставки будут осуществляться по «Силе Сибири» и Дальневосточному маршруту в объеме 48 млрд м3 к 2030 г. Ресурсная база для дальневосточного маршрута в таком сценарии может быть, как сахалинской (далее подробнее), так и другой.

В высоком сценарии поставки в страны СНГ сохранятся на уровне 2021-2022 г. в объеме 24 млрд м3. Предполагается некоторое снижение потребления газа в энергетике в связи с запуском второго энергоблока на Белорусской АЭС и увеличение спроса со стороны реального сектора, что вместе сохраняет текущие объемы трубопроводного экспорта.

Таким образом,трубопроводный экспорт составит всего 104 млрд м3 в 2030 г. Это в два раза ниже объемов 2021 г.

Экспорт СПГ будет расти. Доля СПГ в общем объеме экспорта вырастет с 27 % в 2022 г. до 42 % в 2030 г. Будут введены три линии «Арктик СПГ-2» мощностью по 6,6 млн т [4]. Возможны новые заводы СПГ общей мощностью до 5-10 млрд м3. Это могут быть проекты типа «Криогаз-Высоцк» или четвертой линии «Ямал СПГ» с использованием преимущественно отечественного или неподсанкционного оборудования, одна линия, которую может собирать завод «НОВАТЭКа» в Мурманске [4]1, или новые проекты на среднетоннаж-ных китайских технологиях [5]. Важно, что

1 Как заявляют в компании, завод готов чуть ли не каждый год собирать по линии сжижения мощностью 6,6 млн т. При этом нет зависимости от импортного оборудования.

Колебания спроса отразились на добыче «Газпрома», а так как он является балансирующим игроком на рынке, то на объемы добычи газа «НОВАТЭКа», «Роснефти» и др. изменения спроса не повлияли

эти проекты могут быть реализованы даже в условиях ограничений на поставку западного оборудования.

Низкий сценарий предполагает минимальное участие России в сотрудничестве с новыми странами. Сохранятся трубопроводные поставки в Турцию и Европу, причем экспорт в страны Южной и Юго-Восточной Европы будет понемногу снижаться. Совокупные объемы экспорта в Европу составят 29 млрд м3 к 2030 г. (таблица 3).

Трубопроводные поставки в Китай вырастут до 38 млрд м3 к 2030 г. Поставки по другим маршрутам, таким как Дальневосточный маршрут и «Сила Сибири-2» не будут реализованы, поскольку для первого маршрута недостаточны ресурсная база и возможности для ее разработки, а реализация второго маршрута имеет ряд рисков, среди которых риск низких цен и соответствующие риски экономической нецелесообразности, недостаточного роста спроса на газ со стороны экономики Китая.

п <

Таблица 2. Прогноз экспорта природного газа из России по направлениям до 2030 г. в высоком сценарии, млрд м3

Источники: ФТС, Вгиеде1, GIIGNL, «Газпром», Минэнерго, ТЭБ, ФТС, расчеты авторов

2021 2022 2023 2024 2025 2030

Добыча газа 762,3 673,8 626,6 647,6 658,5 729,9

Экспорт 245,3 170,6 133,9 148,6 155,1 178,1

трубопроводный 204,4 124,9 88,4 95 96 104

в страны дальнего зарубежья 169,7 100,9 64,4 71 72 80

Европа и прочие 159,3 85,5 42,4 41 37 32

Китай 10,4 15,4 22 30 35 48

в страны СНГ 24,3 24 24 24 24 24

СПГ 40,9 45,7 45,5 53,6 59,1 74,1

«Сахалин-2» 14 15,7 15 15 15 15

«Ямал СПГ» 26,9 28,8 27,4 25,5 24 24

«Арктик СПГ-2» 0 9 15 27

Прочие СПГ («Криогаз Высоцк», Портовая СПГ) 1,2 3,1 3,1 3,1 3,1

Новые мало- и среднетоннажные СПГ 1 2 5

гч о гч

<

о

СЦ <

Примечание: структура потребления и импорт в 2022 г. - оценки авторов

2021 2022 2023 2024 2025 2030

Добыча газа 762,3 673,8 621,2 634,2 635 666,9

32 Экспорт 245,3 170,6 132,9 144,6 146,1 156,1

трубопроводный 204,4 124,9 87,4 92 89 87

в страны дальнего зарубежья 169,7 100,9 64,4 70 69 67

Европа и прочие 159,3 85,5 42,4 40 34 29

Китай 10,4 15,4 22 30 35 38

в страны СНГ 24,3 24 23 22 20 20

СПГ 40,9 45,7 45,5 52,6 57,1 69,1

«Сахалин-2» 14 15,7 15 15 15 15

«Ямал СПГ» 26,9 28,8 27,4 25,5 24 24

«Арктик СПГ-2» 0 9 15 27

Прочие СПГ («Криогаз Высоцк», Портовая СПГ) 1,2 3,1 3,1 3,1 3,1

Примечание: структура потребления и импорт в 2022 г. - оценки авторов

энергоэффективности максимальные в Китай выросли в 2022 г. на 48 %,

объемы прироста к 2030 г. оцениваются

порядка 25 млрд м3 [6]. Здесь учитывает- до 15,4 млрд ^ а эксп°рт в СГранЫ

ся газификация домохозяйств населения СНГ составил 24 млрд м3. Экспорт

Экспорт в страны СНГ упадет до по- тивности отдельных проектов, особенно

рядка 20 млрд м3. Это связано с вводом в азиатской части России, совокупные объ-

в эксплуатацию второго энергоблока Бело- емы прироста могут измениться [7]. русской АЭС, что может снизить загрузку В таблице 4 приведен прогноз внутрен-

газовых электростанций. него потребления природного газа в России

Экспорт СПГ будет осуществляться по сегментам до 2030 г. в высоком сцена-

в соответствии с плановыми и имеющи- рии. Показаны два варианта - высокий сце-

мися мощностями. Совокупные объемы нарий и низкий сценарий, учитывающий

экспорта вырастут до 69 млрд м3 к 2030 г. повышение энергоэффективности. Доля СПГ в общем объеме экспорта вырас- Высокий сценарий предполагает рост

тет с 27 до 44 % на периоде 2022-2030 гг. экономики на 2,5 % в среднем до 2030 г. [8],

Новых проектов СПГ в этом сценарии замещение угля природным газом в энер-

не предполагается. гетике, реализацию новых проектов в энер-

Таким образом, экспорт природно- гетике(об этом в заключительной части

го газа из России составит 156 млрд м3 статьи) в азиатской части России и доста-

к 2030 г., что на 8 % ниже объемов 2022 г. точно высокие темпы газификации. Этот

т сценарий не учитывает энергоэффектив-

£ Альтернативные варианты ность, поскольку приняты санкционные

- развития внутреннего рынка °Фаничения по использованию газ°вых

2о турбин западного происхождения, а массо-

со и производства газа

сл

< Одним из потенциальных направлений

^ наращивания потребления на внутреннем

^ рынке является газификация. Без учета Трубопроводные поставки

§ энергоэффективности максимальные в Китай выросли в 2022 г. на -

с объемы прироста к 2030 г. оцениваются

| порядка 25 млрд м3 [6]. Здесь учитывает- до 15,4 млрд ^ а экспорт в С

о ся газификация домохозяйств населения СНГ составил 24 млрд м3. Экс

и коммунально-бытового сектора. Пока это

^ СПГ в 2022 г. вырос на 12 %,

ь направление является социальным, и за- и '

^ траты на газификацию возложены на до- до 45,7 млрд м3

^ чернюю компанию «Газпрома» - «Газпром

т газификация», однако при учете экономиче- _

ской, экологической и социальной эффек-

Факт Высокий сценарий Высокий сценарий + повышение энергоэффективности

2022 2025 2030 2030/ 2022 2025 2030 2030/ 2022

Добыча газа 673,8 666 751,7 12% 654,8 726,1 8%

Экспорт 170,6 155,1 178,1 4% 155,1 178,1 4%

Импорт 8 8 8 0% 8 8 0%

Внутреннее потребление 484 518,9 581,6 20% 507,7 556 15%

Энергетика, в т. ч.: 159,7 169,6 188 18% 167,1 181,2 13%

Новые проекты на востоке страны 5 15 5 15

Население и комбыт 92 102,5 120 30% 98,5 115,4 25%

Реальный сектор 179,1 192,8 218,2 22% 188,4 204,9 14%

Прочие 53,2 54 55,4 4% 53,7 54,5 2%

Таблица 4. Прогноз внутреннего потребления природного газа в России по сегментам до 2030 г. в высоком сценарии, млрд м3

Источники: Минэнерго РФ, «Газпром», расчеты авторов

п <

вое производство отечественных газовых турбин большой мощности еще не будет реализовано. Поэтому темпы снижения удельных расходов в электроэнергетике значительно ниже, чем в предыдущие 10-20 лет.

В таких условиях внутреннее потребление вырастет на 20 % с 484 млрд м3 в 2022 г. до 581,6 млрд м3 в 2030 г. Лидерами роста по сегментам станут население и коммунально-бытовое хозяйство и промышленность. Потребление газа в энергетике растет в связи с ростом потребления электроэнергии, но темпом ниже, чем экономика или внутреннее потребление газа.

Если предположить, что в российской экономике будет активно повышаться энергоэффективность, то в высоком сценарии рост совокупного внутреннего потребления природного газа к 2030 г. составит 556 млрд м3 (прирост на 15 %). Здесь рост

потребления будет обеспечен ускорением газификации, новыми газовыми проектами в азиатской России, а также увеличением спроса в реальном секторе за счет роста экономики. Однако рост будет не такой сильный, как в высоком сценарии, поскольку он будет скомпенсирован реализацией потенциала повышения энергоэффективности, особенно в реальном секторе и энергетике.

В таблице 5 представлен прогноз потребления природного газа в России по сегментам до 2030 г. в низком сценарии. Низкий сценарий предполагает рост экономики на уровне 1 %, а также медленное развитие газификации (по нижней границе запланированного). Таким образом, совокупное внутреннее потребление растет всего на 6 % с 484 млрд м3 до 510,6 млрд м3. Основной прирост приходится на население и коммунально-бытовой сектор.

гч о гч

Таблица 5. Прогноз внутреннего потребления природного газа в России по сегментам до 2030 г. в низком сценарии, млрд м3

Источники: Минэнерго РФ, «Газпром», расчеты авторов

Факт Низкий сценарий Низкий сценарий + энергоэффективность

2022 2025 2030 2030/ 2022 2025 2030 2030/ 2022

Добыча газа 673,8 632 658,7 -2% 624,7 645 -4%

Экспорт 170,6 146,1 156,1 -8% 146,1 156,1 -8%

Импорт 8 8 8 0% 8 8 0%

Внутреннее потребление 484 493,9 510,6 6% 486,6 496,9 3%

Энергетика 159,7 159,7 159,7 0% 158,8 157,2 -2%

Население и комбыт 92 98,7 110 20% 94,8 105,5 15%

Реальный сектор 179,1 181,8 186,4 4% 179,6 180,5 1 %

Прочие 53,2 53,7 54,5 2% 53,4 53,7 1 %

<

о

СЦ <

п <

Высокий сценарий предполагает максимальное увеличение экспорта и благоприятные условия. Но даже в этом варианте объемы экспорта газа из России к 2030 г. останутся на уровнях 2022 г.

Большие возможности развития добычи природного газа и газовой отрасли сосредоточены на внутреннем рынке. В зависимости от разных сценариев внутреннее потребление может вырасти с 484 млрд м3 в 2022 г. до 497-582 млрд м3 в 2030 г.

В итоге добыча природного газа в России может как сократиться с 674 млрд м3 в 2022 г. до 645 млрд м3 в 2030 г. в низком сценарии, где медленный экономический рост и наибольшее сокращение экспорта, так и вырасти до 752 млрд м3 в высоком сценарии.

сч о сч

<

о

СЦ <

Учет энергоэффективности способствует еще меньшему росту потребления природного газа. Общий прирост на периоде 2022-2030 гг. составляет всего 3 %, а совокупное потребление в 2030 г. -496,9 млрд м3. Энергоэффективность затрагивает все сегменты потребления. Таким образом, потребление энергетикой, реальным сектором и прочими сегментами стагнирует, а потребление населением и коммунально-бытовым сектором растет на 15 % или 13,5 млрд м3. Такой сценарий возможен при особых условиях - слабом развитии российской экономики и высоких ценах на энергоресурсы, которые будут стимулировать развитие энергоэффективности.

По результатам представленных сценариев экспорт природного газа из России либо упадет с 170,6 млрд м3 в 2022 г. до 156,1 млрд м3 в 2030 г., либо незначительно вырастет до 178,1 млрд м3. Таким образом, диапазон изменения экспорта в существующих условиях не очень большой.

Таблица 6. Существующие нефтегазовые проекты на Востоке

Существующие проекты на Дальнем Востоке и их логика

В таблице 6 представлены существующие нефтегазовые проекты на востоке России. Одним из таких является проект «Сахалин-2» стабильно осуществляющий добычу нефти и газа и поставки на экспорт сжиженного природного газа с завода фактической мощностью 11,5 млн т. В 2022 г. из проекта вышел лицензиар технологии сжижения компания Shell, а проект «Саха-лин-2» перешел со сценария «Максимальные отборы» к «Рациональной разработке» в стратегии своего развития.

Кроме проекта «Сахалин-2», на острове Сахалин функционируют нефтедобывающий проект «Сахалин-1» и газодобывающий проект «Сахалин-3», месторождения которого служат ресурсной базой для газопровода «Сахалин - Хабаровск - Владивосток». В рамках проекта предусмотрена подводная добыча природного газа на Кирин-

Проект Мощность/производство

«Сахалин-2» 11,5 млн т СПГ 3,7 млн т нефти (2022 г.)

«Сахалин-1» 4,2 млн т нефти (2022 г.)

«Сахалин-3» 1,2 млрд м3 газа (2021 г., Киринское месторождение), план - 26,5 млрд м3 в 2025 г. (Киринское и Южно-Киринское месторождения)*

«Сила Сибири» 38 млрд м3 в 2025 г., 15 млрд м3 (2022 г.)

«Сила Сибири-2» План - 50 млрд м3 в 2030 г. Идет проектирование газопровода, договора с Китаем нет

«Сахалин - Хабаровск - Владивосток» 9,9 млрд м3, действующий газопровод, поставки для энергетики

Амурский ГПЗ До 42 млрд м3 первичной переработки («жирного» восточносибирского) природного газа в 2025 г.

Амурский ГХК 2,7 млн т полиэтилена и полипропилена, сырье этан и СУГ с Амурского ГПЗ. По планам запуск с 2024 г. Возможны сдвижки по времени

* - На наш взгляд в период до 2030 г. добыча на этих месторождениях не вырастет

ском и Южно-Киринском месторождениях, оборудование для разработки которых производится западными компаниями и теперь находится под санкциями. Это создает риски начала и выхода добычи на Южно-Киринском месторождении на плановые объемы порядка 20 млрд м3 в год, что может создать проблемы для экспортных поставок в Китай по Дальневосточному маршруту ввиду недостаточности ресурсной базы. Напомним, что в январе 2023 г. было подписано межправительственное соглашение о поставках 10 млрд м3 газа из России в КНР по дальневосточному маршруту(по газопроводу «Сахалин -Хабаровск - Владивосток») со выходом с российской стороны в районе города Дальнереченск2.

Следующим существующим проектом является экспортный газопровод «Сила Сибири», ресурсной базой для которого являются Чаяндинское и Ковыктинское месторождения. Добытый на месторождениях «жирный» (содержащий ценные для нефте- и газохимии компоненты) природный газ поставляется на Амурский газоперерабатывающий завод (ГПЗ), где разделяется на компоненты.

Полученный после переработки на Амурском ГПЗ, метан экспортируется в Китай, а этан и другие компоненты будут

отправляться на Амурский газохимический комплекс (ГХК). Часть запланированных поставок западного оборудования для проекта попало под санкции. Поэтому есть риски того, что ГХК выйдет на полную мощность с опозданием. Это может привести к тому, что сроки выхода поставок природного газа по «Силе Сибири» в Китай на полную мощность будут сдвинуты.

Еще одним не реализованным, но широко обсуждаемым проектом является газопровод «Сила Сибири-2» мощностью 50 млрд м3. На наш взгляд главным риском проекта является лоббистская мощь единственного покупателя - Китая, что создает потенциал для получения им минимальной цены.

Одним из направлений наращивания потребления на внутреннем рынке является газификация. Без учета энергоэффективности максимальные объемы прироста к 2030 г. оцениваются в 25 млрд м3

<

о

СЦ <

2 URL https://www.vedomosti.ru/politics/news/2023/05/12/97484 З-ргаЛе^то-о^ЬгНо^од^еше

п <

Таким образом, существующие газовые проекты на востоке России в основном направлены на экспорт. Однако в новых санкционных условиях существуют риски дальнейшей реализации рассматриваемых проектов, в основном связанные с технологической зависимостью от западных стран и компаний, которые необходимо минимизировать.

Предлагаемые газовые проекты

На наш взгляд реализация новых проектов в восточной части страны может быть одним из направлений развития газовой отрасли, в том числе обеспечения спроса на имеющиеся добывающие мощности, развития внутреннего рынка и увеличения экспорта.

Для реализации потенциала развития внутреннего рынка предлагаются следующие проекты,которые в основном расположены в восточной части страны, на территории которой газовая инфраструктура наименее развита (рис. 3, таблица 7).

Для развития газификации могут рассматриваться проекты строительства газопроводов, которые соединят Единую систему газоснабжения (ЕСГ) на всей территории России и позволят перенаправить природный газ Западной Сибири в восточ-

Большие возможности развития газовой отрасли сосредоточены на внутреннем рынке. В зависимости от сценариев внутреннее потребление может вырасти до 497-582 млрд м3 к 2030 г.

ную часть страны. Газопровод, соединяющий «Силу Сибири» и «Сахалин - Хабаровск - Владивосток», протяженностью 600-700 км обойдется примерно в 150200 млрд руб. Необходимая мощность газопровода составит 10-15 млрд м3, а диаметр трубопровода - 700 мм.

Еще один газопровод с примерно такими же техническими характеристиками может быть построен для соединения существующей системы ЕСГ с Ковыктинским месторождением, являющимся ресурсной базой для «Силы Сибири». Этот газопровод протяженностью порядка 1600 км и стоимостью 400-450 млрд руб. По нашим расчетам окупаемость предлагаемых газопроводов составит 12-14 и порядка 20 лет соответственно при цене природного газа

Рис. 3. Предлагаемые проекты по развитию газовой Источники: «Газпром»,

инфраструктуры на востоке России доработки авторов

Проект Мощность Инвестиции, трлн руб. Окупаемость, лет Себестоимость газа на входе в проект, руб./ м3 Отпускная цена на газ, руб./ м3 Примечание

Соединение ГТС с Ковыктинским 15-20 млрд м3 Направление газа

месторождением и далее с «Силой Сибири» (~1600 км) 0,4-0,45 18,5-20,8 4 7,7-8,5 западной ресурсной базы на восток

Соединение «Силы Сибири» и газопровода «Сахалин - Хабаровск -Владивосток» (600700 км) 10-15 млрд м3 0,15-0,2 12,4-14,4 4 6-7,5 Расширение возможностей использования западной и восточной ресурсных баз

Перевод на газ ТЭЦ и котельных в ДВФО 2,5-3 тыс. МВт, 4-5 тыс. Гкал/ч, 5-10 млрд м3 0,1-0,2 12,3-13,8 4 6-6,5 Замещение угля, очищение воздуха, может быть профинансировано за счет компании «РусГидро»

Мало- и среднетоннаж-ные экспортные СПГ заводы на Дальнем Востоке или 1 крупнотоннажный завод СПГ 3-5 млн т или 5-7 млрд м3 0,2-0,35 20 4 10 и более Для окупаемости необходимы поставки на экспорт по экспортным ценам

Итого Прирост потребления 15-20 млрд м3 * 1-1,1

п <

* - Без учета заполнения дальневосточного маршрута экспорта в Китай

Примечание: расчеты окупаемости являются демонстрационными, верхнего уровня. Они производились с учетом инфляции 3% в год, ставки дисконтирования 12% и амортизации 20 лет. В таблице 7 приводятся показатели себестоимости газа на входе, включающей добычу, транспортировку, НДПИ и сжижение, необходимые для окупаемости отпускные цены на природный газ, сроки окупаемости, инвестиции, а также внутренняя норма доходности. Приняты следующие оценки себестоимости: средняя себестоимость добычи - 1 руб./м3, НДПИ - 1 руб./м3, средний транспорт по РФ - 2 руб./м3, сжижение - 1,5-2 руб./м3

Таблица 7. Характеристика предлагаемых проектов в газовой отрасли и предварительная оценка экономики этих проектов

Источник: расчеты авторов

6-7,5 руб./м3 и 7,7-8,5 руб./м3. Необходимая для окупаемости первого газопровода цена на газ сопоставима со среднероссийскими тарифами, а необходимая для окупаемости второго газопровода цена на газ немного выше.

В обычных условиях эти проекты не были бы приоритетными и расстояние поставки превышает конкурентоспособность трубопроводного газа3. Однако из-за выпадения европейских поставок в настоящее время в России есть профицит производственных мощностей, а загрузка ГТС снижена. Это формирует дополнительные затраты на поддержание мощностей и рост транспортных тарифов на газ для всей экономики. В такой ситуации эти проекты уже могут рассматриваться как реализуемые. То есть окупаемость этих

3 Считается, что объемы в 15-20 млрд м3 конкурентоспособны при поставках не более 2-3 тыс. км.

проектов окажется выше приведенных ранее сроков.

Вторая группа аргументов развития этих газопроводов - это увеличение гибкости работы газовой отрасли на востоке страны. Можно меньшими темпами разбуривать Ковыктинское и Чаяндинское месторождения, увеличить поставки газа для российских потребителей в восточных регионах, иметь запасной объем ресурсов для поставок по дальневосточному направлению (в случае если не удастся нарастить поставки с сахалинских проектов) или малых и среднетоннажных заводов СПГ на восточном побережье. В таком случае эти соединительные газопроводы можно наращивать по мере появления спроса и новых промышленных потребителей газа. В таблице 7 приведены оценки этих объемов.

Следующим предлагаемым проектом для развития газовой отрасли может быть

гч о гч

<

о

СЦ <

<

о

СЦ <

перевод ТЭЦ в восточной части России с угля на газ. Такие проекты могут быть рассмотрены на Дальнем Востоке. Могут быть переведены порядка 2,5-3 тыс. МВт электрической и 4-5 тыс. Гкал/ч тепловой мощности. На это потребуется порядка 100-200 млрд руб.

Отметим, что перевод дальневосточной энергетики на газ будет выгоден компании «РусГидро», которая управляет холдингом РАО «Энергетические системы Востока», и готова инвестировать в перевооружение своих ТЭЦ и котельных. Ее выгода в том, что цены на газ регулируются, а в условиях госрегулирования тарифов на электроэнергию и тепло затраты могут быть лег-

Газопровод, соединяющий «Силу Сибири» и «Сахалин - Хабаровск -Владивосток», протяженностью 600-700 км обойдется в 150200 млрд руб. Необходимая мощность газопровода составит 10-15 млрд м3

ко спрогнозированы в отличие от затрат на уголь, цены на который зависят от мировых по принципу нетбэка. Так, в 2022 г. сообщалось о значительных дополнительных затратах и убытках дальневосточных энергетиков из-за высоких цен на уголь4.

Для развития экспорта с восточного побережья могут быть рассмотрены проекты строительства СПГ-заводов вблизи дальневосточных портов. Кроме того, это поможет усилить переговорную позицию с Китаем в рамках обсуждения «Силы Сиби-ри-2». Однако здесь остается проблема ресурсной базы и расширения существующей инфраструктуры. Для строительства заводов мощностью 5-7 млрд м3 потребуется порядка 200-350 млрд руб в зависимости от конфигурации проектов [9].

С развитием газовой инфраструктуры на востоке страны также необходимо строительство подземных газовых хранилищ (ПХГ). Стоимость строительства ПХГ мощностью 5 млрд м3 оценивается в 100 млрд руб.

Выводы

Новые санкционные условия 2022 г. требуют изменения российского газо-

4 URL: https://in-power.ru/news/ugol/47674-vnutrennii-rost-cen-na-ugol-vedet-k-ubytkam-generiruyuschih-kompanii-na-dalnem-vostoke. Мт1

вого баланса и пересмотра стратегий развития российских газовых компаний. Рассмотренные сценарии показывают, что экспорт природного газа из России составит 156,1-178,1 млрд м3 в 2030 г., что слабо отличается от объемов 2022 г. (от -8 % до +4 %), и на 30-40 % ниже пиковых значений 2019 г. Это означает сокращение выручки газовых компаний. Если в ближайшие 3-4 года, когда цены на газ на мировом рынке ожидаются высокими, это не так сильно ударит по финансам отрасли, то в более дальней перспективе по мере возвращение цен к докризисным уровням вызов может быть значимым. Возможности роста российского газового экспорта сосредоточены в основном в строительстве новых заводов СПГ и новых газопроводов в Китай, что требует значительных инвестиций и несет за собой дополнительные риски.

В новых условиях более привлекательным, чем в предыдущие годы, становится внутренний рынок, размер которого может вырасти до 497-582 млрд м3 в 2030 г., что на 3-20 % больше объемов 2022 г. Основными факторами, которые влияют на вариативность прогноза, являются динамика развития экономики и нефтегазохимии, газификация, реализация потенциала энергоэффективности. Вероятность реализации газификации является достаточно высокой, поскольку будут решаться экологические проблемы городов, экономические проблемы энергоснабжения, а также будут загружаться освободившиеся добычные мощно-

сти. Вероятность реализации потенциала энергоэффективности является достаточно низкой, учитывая текущее состояние и темпы проведения мероприятий по энергоэффективности в России. Развитие проектов нефтегазохимии зависит как от развития и конъюнктуры мировых энергорынков, так и от решения технологических проблем.

Вариативность развития внутреннего рынка газа достаточно высокая. Добыча природного газа может как вырасти до 752 млрд м3 в 2030 г., так и упасть до 645 млрд м3 или уровня 2014-2016 гг.

Вертикальный газопровод в сельской местности Источник: ^уига166 / depositphotos.com

Использованные источники

п <

Распределенная энергетика в России потенциал развития. Режим доступа: https://energy.skolkovo.ru/downloads/ documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_DER-3.0_2018.02.01.pdf (дата обращения: 15.05.2022). Семикашев В. В., Терентьева А. С. Альтернативная котельная - новый инвестиционный механизм развития централизованного теплоснабжения в России // Проблемы прогнозирования. 2022. № 2(191). С. 105-118. DOI: 10.47711/0868-6351-191-105-118.

Башмаков И. А. Российский ресурс энергоэффективности: масштабы, затраты и выгоды//Вопросы экономики. 2009. №2. С. 71-89. https://doi.org/10.32609/0042-8736-2009-2-71-89.

Ивантер А. Арктический фронт «НоваТЭКа»: стужа в помощь // Эксперт. 2023. №4.

Ли Вэй, Ван Ли, Ду Янь, Чжан Диннань. Тенденции развития технологий сжижения природного газа на примере заводов СПГ в Китае // Газовая промышленность. 2019. №3. С. 58-64.

Семикашев В. В., Гайворонская М. С. Анализ текущего состояния и перспективы газификации России на период до 2030 г. // Проблемы прогнозирования. 2022. № 1(190). С. 91-100. йО!: 10.47711/0868-6351-190-91-100. Перечень поручений по реализации послания Президента Федеральному собранию. Режим доступа: http://www. kremlin.ru/acts/assignments/orders/65524 (дата обращения: 20.04.2022).

Широв А. А. Развитие российской экономики в среднесрочной перспективе: риски и возможности // Проблемы прогнозирования. 2023. № 2 (197). С. 6-17. йО!: 10.47711/08686351-197-6-17.

Среднетоннажный СПГ в России: между небом и землей / Под ред. А. Климентьева, Т. Митровой, А. Собко. Режим доступа: https://energy.skolkovo.ru/downloads/ documents/SEneC/Research/SKOLKOVO_EneC_RU_ MediumDutyLNG_01122018.pdf (дата обращения: 15.05.2023).

<

О

СЦ <