Эльвира БУКРИНСКАЯ
Доцент кафедры логистики и управления цепями поставок СПбГЭУ, к. э. н., доцент
E-mail: bukrin@rambler.ru

Дарья ИВАНОВА
Доцент кафедры логистики и управления цепями поставок СПбГЭУ, к. э. н.
E-mail: darpalna@yandex.ru

Елена СМИРНОВА
Профессор кафедры логистики и управления цепями поставок СПбГЭУ, д. э. н., профессор
E-mail: smirnova-ea@list.ru

Елена ЦАРЕВА
Доцент кафедры логистики и управления цепями поставок СПбГЭУ, к. э. н., доцент
E-mail: leyul@yandex.ru

Введение

Уровень развитости логистической инфраструктуры является «лакмусовой бумажкой», показывающей профессионализм отношения руководства к вопросам стратегического развития компании. Рискованность осуществления финансовых вложений на формирование и развитие данного вида инфраструктуры связана зачастую со значительным временным отрезком между затратами в настоящем времени и потенциальной экономической отдачей в будущем. Однако недооценка важности данного элемента логистической системы может привести к более существенным потерям в будущем в виде «узких мест» в имеющемся логистическом канале и отсутствии резервов для его наращивания. Развитие логистической инфраструктуры процесса газоснабжения – это не только основа повышения экономической эффективности отдельной отрасли, но и решение ключевой социально значимой задачи для населения – бесперебойное снабжение энергоресурсами потребителей по всей территории страны по доступной цене. Данная инфраструктура отличается от традиционной логистической инфраструктуры наличием уникальных элементов – подземных хранилищ газа – чье обустройство и эксплуатация требует особого внимания.

Система подземного хранения газа: роль в газоснабжении и инфраструктурные особенности

В России действует Единая система газоснабжения (ЕСГ) (рис. 1), ее неотъемлемая часть – система ПХГ [2; 9]. Подземное хранилище газа (ПХГ) представляет собой специально обустроенный комплекс инженерно-­технических сооружений для закачки, хранения и последующего отбора газа с целью бесперебойного обеспечения потребителей с учетом фактора сезонности. Потребность в подземном хранении газа обусловлена необходимостью компенсации неравномерного потребления газа (сезонных колебаний) и его резервирования для создания стратегических запасов. В ПХГ газ закачивается в период сниженной потребности (как правило, это летний период). Отбор газа начинают в период его максимального спроса (как правило, это зимний период). Выделяют два основных направления использования ПХГ: для выполнения требований базовой и пиковой нагрузок [1, с. 49].
ПХГ обустраиваются в природных резервуарах. Природные ПХГ – пористые пласты песчаника в земной коре, герметично закупоренные сверху куполом из слоя глины [3]. В настоящее время существует три основных типа ПХГ:

1. ПХГ в истощенных газовых и нефтяных месторождениях – это наиболее распространенный тип подземного хранения газа. Для его обустройства используются ранее разрабатывавшиеся газовые или нефтяные месторождения, в которых пласты с достаточной пористостью и проницаемостью окружены непроницаемыми породами, обеспечивающими герметичность хранилища. Закачка и отбор газа осуществляются через существующие или вновь пробуренные скважины.
2. ПХГ в водоносных пластах (аквиферах) – это вариант подземного хранения газа, при котором используются пористые и проницаемые водоносные пласты, окруженные непроницаемыми породами. Перед закачкой газа вода вытесняется из пласта, образуя газовый пузырь.
3. ПХГ в соляных кавернах – это вариант подземного хранения газа в герметичных полостях, которые создаются путем выщелачивания соли водой с образованием герметичных полостей (каверн). Соль обладает высокой герметичностью и прочностью, что обеспечивает надежное хранение газа.
   В настоящее время на территории России эксплуатируется 23 ПХГ, созданных в 27 геологических структурах: 17 – в истощенных газовых месторождениях, 8 – в водоносных пластах и 2 – в отложениях каменной соли.
   Кроме этого, существуют и другие способы подземного хранения газа, например, в нефтяных резервуарах. Это нестандартный и, как правило, не практикуемый тип хранения газа.
   Состав логистической инфраструктуры ПХГ обеспечивает движение газа от источника к хранилищу и далее к потребителю и может варьироваться в зависимости от типа ПХГ и его параметров. Основные элементы инфраструктуры ПХГ и их характеристика представлены в таблице 1.
   В таблице 2 представлены результаты проведенного SWOT-анализа логистической инфраструктуры ПХГ, свидетельствующие о достаточно устойчивом развитии ее объектов. При этом состояние логистической инфраструктуры ПХГ является ключевым фактором, определяющим эффективность выполняемых логистических процессов. Инвестиции в модернизацию и поддержание инфраструктуры в надлежащем состоянии необходимы для обеспечения надежного и безопасного газоснабжения потребителей, минимизации потерь газа и повышения экономической эффективности работы ПХГ.
   Регулярный мониторинг и своевременный ремонт позволяют значительно повысить эффективность логистических процессов и обеспечить стабильное газоснабжение. Кроме этого, использование современных технологий позволяет изменять «временные и пространственные характеристики управляемых материальных, информационных и финансовых потоков, что приводит к снижению логистических издержек и сокращению цикла выполнения заказа» [4, с. 49].

Ключевые процессы подземного хранения газа

Рассмотрим содержание основных процессов подземного хранилища газов. Условно цикл деятельности предприятия делится на четыре этапа: в летнее время (конец апреля – конец октября) осуществляется закачка газа в пласт, осенью и весной – обслуживание оборудования, в зимний период – отбор газа и передача его в газотранспортную систему. Верхнеуровневая модель ключевых процессов ПХГ в нотации VAD представлена на рис. 2.

Основные процессы ПХГ включают: очистку и осушку газа, полученного из газотранспортной системы, компримирование газа, разделение газа на технологические потоки и его закачку в хранилище, отбор газа из хранилища, очистку, осушку и передачу газа в газотранспортную систему.
Полученный из газотранспортной системы газ подвергается очистке (от песка и примесей) и осушке. На первом этапе данного процесса происходит низкотемпературная сепарация газа и влаги (в виде льда). На втором этапе газ поступает в газосепаратор, проходя три стадии очистки. На третьей стадии очистки газа используется диэтиленгликоль, позволяющий в полной мере удалить воду из газа.
Диэтиленгликоль является опасным веществом, для хранения которого используются специальные склады, относящиеся к категории опасных объектов. После использования диэтиленгликоля (ДЭГ) он поступает на установку регенерации ДЭГ, где осуществляется выпаривание влаги. Выпаренная вода (рефлюкс) после охлаждения вместе с пластовой водой закачивается в соответствующие водоносные пласты через поглотительные скважины, а примеси (в том числе масла) утилизируются должным образом. Стоит отметить, что ПХГ располагает разными видами скважин: эксплуатационными (газовыми), через которые осуществляется закачка и отбор газа, поглотительными, артезианскими, контрольными и наблюдательными.
Кроме ДЭГ, опасным веществом, применяемым в процессах ПХГ, является метанол, который используется для очистки оборудования от загрязнений и газового конденсата. Метанол также хранится на специализированных складах: приемном (для хранения поступающего метанола) и расходных (склады на соответствующих объектах, на которых требуется использование метанола).

После очистки и осушки газа производится компримирование, то есть повышение давления газа ориентировочно в три раза: с 55 до 150–160 кг/м. В общем случае данный процесс реализует газокомпрессорная служба с использованием мощностей компрессорных цехов, осуществляющих повышение давления газа для последующей закачки в пласт и обслуживаемых силами сотрудников операторных компрессорных цехов.
Далее газ поступает на сборные пункты, которые осуществляют закачку и отбор газа через скважины, реализуемые посредством использования трубопроводной инфраструктуры, проходящей через цех регулирующих устройств, где по каждой ветке отслеживаются необходимые параметры, определяющие момент закрытия скважины. Каждая труба связана со своей скважиной, максимальная скорость закачки по которой достигает 25 м/с.
В зимнее время логистическая инфраструктура сборных пунктов используется для отбора газа, который так же, как и в рамках газокомпрессорной службы, проходит три ступени очистки и осушки, после чего он поступает в транспортную сеть.
К вспомогательным процессам ПХГ относятся:
закупка запасных частей и материалов;
проведение технического обслуживания и ремонта оборудования;
диспетчеризация основных процессов;
мониторинг состояния газового пласта;
кадровое обеспечение;
обеспечение безопасности.
При реализации деятельности ПХГ особое значение имеют именно логистические вспомогательные процессы, обеспечивающие непрерывность и эффективность реализации основных, к которым относятся диспетчеризация и закупка запасных частей и материалов.
Диспетчеризация основных процессов осуществляется системой оперативно-­диспетчерского подразделения, обеспечивая контроль за основными показателями работы всех служб ПХГ. Процессы диспетчеризации реорганизуются в направлении минимизации влияния человеческого фактора, что осуществляется, как правило, с помощью автоматизированной системы управления технологическими процессами и системы автоматического управления компрессорных станций, обеспечивающей надёжность и безаварийность процессов компримирования.
Закупка запасных частей и материалов, в свою очередь, производится в строгом соответствии с положениями по закупкам конкретной компании и, как правило, реализуется с использованием платформенных решений. Существующие ПХГ являются филиалами крупных нефтегазовых компаний, для которых характерно осуществление централизованных закупок, что определяет достаточно длительный и негибкий процесс приобретения ресурсов.
В числе процессов управления одним из важнейших является процесс планирования закачки и отбора газа, который определяет годовую загрузку логистической инфраструктуры и предприятия в целом. Собственно показатели закачки газа детерминированы объемом потребленного газа в предыдущем периоде, что во многом определяется погодными условиями в зимний период.
Управление запасами охватывает не только запасы газа, но и управление запасами запасных частей, материалов, опасных веществ, необходимых для исправной работы оборудования и реализации процессов хранилища. При этом можно выделить две ключевые проблемы: обеспечение непрерывности работы импортного оборудования в условиях импортозамещения и обеспечение хранения опасных веществ на территории ПХГ.

Факторы, оказывающие влияние на подземное хранение газа

Критериями эффективности основных и вспомогательных логистических процессов эксплуатации ПХГ являются:
Финансовые затраты, связанные с управлением, в том числе планированием и организацией данных процессов.
Время на реализацию необходимых подготовительных и текущих мероприятий.
Качество выполнения технологических и сопутствующих им логистических операций в рамках анализируемых процессов.
Надёжность, выраженная в своевременности выполнения процессов и операций, бесперебойном обеспечении материалами, оборудованием и прочими необходимыми ресурсами в нужном количестве в соответствии с требованиями выполнения технологических операций.
Обеспеченность необходимыми трудовыми ресурсами соответствующей квалификации.
Безопасность, в том числе экономическая, социальная, техническая, технологическая, экологическая и т. д.
Таким образом, все факторы, оказывающие влияние на эффективное функционирование и развитие ПХГ, условно можно разделить на следующие взаимосвязанные группы: природно-­географические, научно-­технические и экономико-­социаль­ные, экологические (рис. 3).

Необходимо отметить тот факт, что каждый из факторов, представленных на рис. 3, может проявляться и оказывать влияние на показатели развития как внутренней, так и внешней среды рассматриваемой логистической системы.
Природно-­географические факторы являются определяющими при принятии решений о размещении подземных хранилищ газа и их развитии. Специфика климатических и географических условий оказывает влияние на определение местоположения хранилищ и формирует их основные характеристики. Всесторонний и комплексный анализ, оценка и управление рисками, связанными с климатическими факторами, являются важной частью мероприятий, осуществляемых в рамках единой экологической политики. Так, например, для создания и размещения подземных хранилищ газа производятся предварительные сейсмические исследования структуры, строения и состава горных пород, разведочное бурение и пр. В результате проведения этих мероприятий определяется возможность функционирования подземного хранилища, его вид и основные характеристики. Кроме того, системная работа по учету и снижению выбросов природного газа способствует последовательной реализации комплекса мероприятий по адаптации производственной деятельности к климатическим изменениям.
В свою очередь территориальные особенности находят отражение в уровне развития транспортно-­логистической инфраструктуры, способствующей как созданию ПХГ, так и их дальнейшему функционированию. Так, наличие подъездных путей и складских мощностей является важным условием при осуществлении основных и вспомогательных логистических процессов и операций. Принимая во внимание тот факт, что в нашей стране с её климатическими, географическими и территориальными особенностями источники добываемых ресурсов удалены от потребителей, подземные хранилища газа являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и располагаются в основных районах потребления газа (рис. 1). Немаловажным является не только наличие всего вышеперечисленного, но и соответствующее состояние оборудования, дорог, транспорта, систем автоматизации и управления и др.
Ресурсные возможности, необходимые для надлежащего осуществления деятельности ПХГ, проявляются в классических экономических категориях: трудовые, материальные, финансовые, информационные и т. д. Экономико-­социальные и научно-­технические факторы имеют ключевое значение уже непосредственно в процессе организации деятельности ПХГ и их взаимодействия с внешней средой. Так, состав и численность населения наряду с территориальными и климатическими условиями влияют, с одной стороны, на размер потребления газа, сезонную неравномерность которого призваны снижать ПХГ, с другой – на функционирование подземных хранилищ и их способность обеспечивать гибкость и надежность поставок газа.
Надежность функционирования и эффективность управления газотранспортной системой в целом и подземными хранилищами газа в частности обеспечиваются привлечением высококвалифицированных кадров, внедрением и применением прогрессивных методов планирования и прогнозирования, диагностики, своевременным проведением капитального ремонта и планово-­предупредительных работ, осуществлением на постоянной основе управления запасами материально-­технических ресурсов, управления рисками, построением новых логистических схем и маршрутов.
Перспективы масштабирования объектов подземного хранения газа зависят от реализации стратегических планов развития системы транспортировки и хранения газа, которая, в свою очередь, является одной из составляющих стратегии развития группы компаний «Газпром» (рис. 4). Средне- и долгосрочное планирование развития подземных хранилищ газа зависит от основной стратегической цели – достижения объема суточного отбора газа на уровне 1 млрд м3 [10].

К долгосрочным целям развития подземных хранилищ газа относятся:
поддержание и развитие объектов действующей инфраструктуры;
повышение гибкости системы ПХГ;
удовлетворение текущей и перспективной потребности в газе.
Поддержание и развитие объектов действующей инфраструктуры возможно за счет своевременно проводимых плановых осмотров и капитальных ремонтов оборудования, а также реконструкции и замещения морально и физически устаревших основных фондов. Кроме того, особое внимание предполагается уделить «узким местам» в системе ПХГ и Единой системе газоснабжения Российской Федерации в целом.
Повышение гибкости системы возможно реализовать, во‑первых, за счёт создания небольших пиковых газохранилищ в кавернах каменной соли, позволяющих обеспечить сохранение производительности при увеличении объема отбора газа до 1 февраля; во‑вторых – внедрением компрессорного отбора на действующих хранилищах, а также мультициклической эксплуатации хранилищ.
Эксплуатация ПХГ в мультициклическом режиме позволяет оптимизировать работу газотранспортных коридоров и объектов добычи в периоды снижения газопотребления, восстановить оперативный резерв, отобранный с начала осенне-­зимнего периода и потенциал по суточной производительности.
Удовлетворение текущей и перспективной потребности в газе обеспечивается созданием мощностей ПХГ в дефицитных регионах РФ, а также увеличением суточной производительности и оперативного резерва газа действующих ПХГ. Среднесрочные приоритеты не противоречат заявленным долгосрочным целям. Наоборот, реализация планов в среднесрочной перспективе конкретизирует стратегические цели и способствует их достижению.
Так, например, определены подземные хранилища газа, на которых предполагается проведение реконструкции и замещения морально и физически устаревших основных фондов. К ним относятся: Елшано-­Курдюмское, Степновское, Песчано-­Уметское, Щелковское подземные хранилища газа. Кроме того, планируется создание и развитие пиковых подземных хранилищ газа – Калининградского, Волгоградского и Удмуртского резервирующих комплексов.
Технология подземного хранения газа неизбежно связана с эксплуатацией опасных производственных объектов. Вопросы устойчивого развития, в том числе экологического мониторинга и контроля играют важную роль на всех этапах развития ПХГ. Сохранение экологии и поддержание безопасной для окружающей среды системы являются приоритетными задачами при создании и функционировании подземных хранилищ газа и осуществляются по следующим направлениям:
воздух;
земля;
территории;
вечная мерзлота;
очистка и рекультивация;
вода;
биоразнообразие;
управление отходами.
Система экологического менеджмента основана на требованиях внутреннего законодательства Российской Федерации, в том числе конституции, федеральных и региональных законов и других нормативно-­правовых актов, а также международных стандартах (ISO 14001; ISO 45001) в области охраны окружающей среды.
Методы, применяемые для недопущения и снижения вредного воздействия на окружающую среду, представлены в таблице 3.
Таким образом, согласно данным, представленным в официальном отчете о социальной деятельности Группы «Газпром», в 2024 г. в рамках проведения мероприятий, направленных на сохранение окружающей среды и снижение негативного воздействия на неё, запущено в эксплуатацию:
65 установок и сооружений для очистки сточных вод мощностью 80,7 тыс. м3 в сутки;
4 установки по обезвреживанию и утилизации отходов мощностью 2,63 тыс. т в год;
3 системы оборотного водоснабжения мощностью 122 тыс. м3 в сутки;
15 установок для улавливания и обезвреживания вредных веществ из отходящих газов мощностью 12,31 тыс. м3 в час.

Заключение

Смена концептуального подхода к развитию логистической инфраструктуры по бесперебойному и безопасному обеспечению газом населения по всей территории на сегодняшний день является необходимым условием эффективного социально-­экономического развития всей экономики страны. Удовлетворение требований, предъявляемых к логистической инфраструктуре процессов газоснабжения со стороны потребителей (государства, бизнеса и населения), делает задачу ее совершенствования многофакторной, в связи с чем именно логистический подход позволяет осуществить оптимизацию решений по развитию наилучшим способом. Уникальные логистические элементы – подземные хранилища газа – делают инфраструктуру газоснабжения гибче, экономичнее, устойчивее, но при этом требуют соблюдения целого ряда условий при их обустройстве и эксплуатации. Выступая в качестве логистических элементов, в чьи задачи входит в первую очередь сглаживание колебаний в спросе на ресурс, ПХГ берут на себя функцию буфера, позволяющего быстро и оперативно удовлетворять потребности. Они также выступают в качестве полигона для внедрения инноваций: с помощью искусственного интеллекта формируются инструменты для максимального продления производительности ПХГ в течение сезона отбора. ПХГ, которые повторяют свой цикл эксплуатации из года в год представляют собой идеальный объект для использования нейромодели. Об эксперименте на Кущевском ПХГ рассказали представители ПАО «Газпром» на Газовом форуме в октябре 2025 г. Результаты показали, что модель считает в миллион раз быстрее, чем аналогичный расчет на 3D-математическом пакете и способна эффективно выбрать сценарий управления фондом скважин для максимального сохранения потенциальной суточной производительности хранилища до конца отопительного сезона.

Сообщение Развитие инфраструктуры ПХГ на основе системного подхода к оптимизации логистических процессов появились сначала на Энергетическая политика.

Мария ГАЙВОРОНСКАЯ
Научный сотрудник ИНП РАН, к. э. н.
Е-mail: ms.gayvoronskaya@yandex.ru

Валерий СЕМИКАШЕВ
Заведующий лабораторией ИНП РАН, к. э. н.
Е-mail: vv_semikashev@mail.ru

Постановка задачи

Российская газовая отрасль, исторически обладая высокой конкурентоспособностью, после 2022 г. оказалась в беспрецедентной ситуации экспортных ограничений и санкционного давления [1, 2]. С одной стороны, газовая промышленность России обладает крупнейшими в мире запасами газа и мощностями по добыче, а также развитой газотранспортной инфраструктурой, в основном ориентированной на Запад. С другой стороны, в условиях резкого сокращения экспорта эти преимущества – большие запасы и развитые мощности – превратились в вызов. Теперь России необходимо поддерживать незагруженные мощности и нести избыточные расходы на их содержание в ожидании восстановления уровня добычи или закрыть часть из них, снизив текущие издержки.
Одновременно с этим отрасли предстоит решить следующие задачи: переключить избыточные мощности на внутренний спрос, нарастить менее доходный экспорт и сделать это все в условиях ограниченного доступа к технологиям и финансам. Поэтому необходима оценка финансовой обеспеченности в условиях высокой неопределенности с учетом меняющейся роли отрасли в бюджетной системе и экономике страны [3–5]. Предлагаемое исследование призвано дать количественно обоснованные сценарии и оценить риски и вызовы в изменившейся реальности.
Организационно газовая отрасль состоит из нескольких сегментов: ПАО «Газпром», ПАО «НОВАТЭК», независимые производители газа. Они имеют различные условия функционирования и решают разные задачи, а также играют разные роли для газовой отрасли и российской экономики. Частные оптимальные решения, выгодные для этих сегментов рынка, могут отличаться от рассматриваемых далее, а их сумма не равна оптимальному решению для всей отрасли. Поэтому в рамках статьи газовая отрасль рассматривается как единый агент.

Планируемые проекты в газовой отрасли и их приоритизация

В ближайшее десятилетие газовая отрасль России планирует реализацию масштабных проектов, направленных на увеличение добычи, диверсификацию экспорта и расширение внутренней газотранспортной инфраструктуры. Суммарные инвестиции в эти проекты оцениваются в 13,8–14,6 трлн руб. (таблица 1).

Среди ключевых проектов, по которым есть предварительное или окончательное инвестиционное решение, можно выделить строительство магистральных газопроводов (МГ) и новых мощностей по производству сжиженного природного газа (СПГ). Крупнейшими из них являются:
МГ «Сила Сибири‑2» мощностью 50 млрд м3, предназначенный для увеличения экспорта в Китай;
Мурманский СПГ с мощностью 28,2 млрд м3;
МГ «Волхов – Мурманск» мощностью 40 млрд м3, обеспечивающий газификацию регионов Северо-­Западного федерального округа и ресурсную базу для Мурманского СПГ;
газоперерабатывающий комплекс (ГПК) в Усть-­Луге, который также включает производство 18 млн т СПГ. Новый лицензиар проекта, который должен был прийти на смену немецкой Linde, не раскрывается, однако заявлено, что используется оборудование от российских производителей ;
третья линия Арктик СПГ‑2 мощностью 9 млрд м3;
МГ «Белогорск – Хабаровск», соединяющий МГ восточной системы газоснабжения «Сила Сибири» и «Сахалин – Хабаровск – Владивосток».
Особое внимание уделяется развитию внутренней инфраструктуры и международному сотрудничеству. Магистральный газопровод, соединяющий западную и восточную системы газоснабжения , и программа газификации азиатской части России, направлены на интеграцию газотранспортных систем и обеспечение энергией удалённых регионов. Кроме того, предполагается строительство газопровода из России в Казахстан мощностью 10 млрд м3, реализация которого позволит газифицировать северные районы Казахстана , а также поставлять газ из России в Китай.
Большинство проектов имеют долгосрочный горизонт окупаемости от 8 до 20 лет, что характерно для капиталоёмких инфраструктурных инициатив в газовой отрасли. Они в существенной степени зависят от ценовых и конъюнктурных факторов. Реализация этих проектов позволит не только нарастить экспортный потенциал, но и поддержать и развить имеющуюся надёжную ресурсную базу для дальнейшего развития промышленности и газификации внутри страны.
Кроме того, есть другие проекты, которые не вошли в таблицу 1, вероятность их реализации и параметры характеризуются неопределенностью.
Среди них можно назвать сотрудничество с Ираном, в рамках которого обсуждаются инвестиции России в газовые проекты Ирана до 8 млрд долл. Пока проекты не определены, сроки реализации и технические параметры не раскрыты. При этом привлечение стороннего финансирования с учетом санкций в отношении и России, и Ирана затруднено.
Еще один проект – это организация газового хаба в Турции, обсуждения которого начались в 2022 г. Однако ни с турецкой, ни с российской стороны нет какой‑либо определенности по этому проекту.
Обсуждается модернизация газотранспортной системы «Средняя Азия – Центр» для увеличения поставок из России в Казахстан и Узбекистан, однако этот проект будет реализовываться казахстанской АО «Нацкомпания «QazaqGaz» .
Кроме того, в 2027 г. начнутся поставки по дальневосточному маршруту из России в Китай, в рамках которого будет построена перемычка длиной 25 км. Эти инвестиции не включены в общую оценку, поскольку относительно малы. Здесь более важной проблемой является ресурсная база для этого маршрута, поскольку взаимодействие нефтегазовых проектов на о. Сахалин устроено довольно сложно [6], и этот вопрос только предстоит решить в будущем. Объемы инвестиций в развитие добычи на о. Сахалин могут дополнительно составить от нескольких сотен млрд руб. до трлн руб. и более, в зависимости от конфигурации производственных мощностей. Кроме того, разработка сложных месторождений требует соответствующих технологий и оборудования.
Принятие окончательных инвестиционных решений по большинству рассматриваемых проектов приходится на следующий исследуемый период 2025–2030 гг.
В расчетах предполагается, что такие крупные проекты реализуются не на общих условиях с ключевой ставкой 16,5% , а на особых – порядка 10–12% и ниже , поскольку с ростом ставки дисконтирования сроки окупаемости будут сильно увеличены, а некоторые из них вовсе не окупятся. Дальнейшее ухудшение или невозможность обеспечения льготных условий могут потребовать приоритизацию проектов, оптимизацию расходов и отказ от некоторых из них, наименее привлекательных.

Анализ функционирования российской газовой отрасли в 2019–2024 гг.

Период последних пяти лет 2019–2024 гг. стал для российского газового сектора временем кардинальных изменений, способствующих вынужденной структурной трансформации. Объемы добычи природного газа в России снизились на 7%, с 739 млрд м3 до примерно 685 млрд м3 (рис. 1). Экспортные поставки сократились на 36%, с 258 млрд м3 до 166 млрд м3. Это падение стало прямым следствием геополитического разрыва с Европой, диверсий на газопроводах «Северный поток 1 и 2» и введения широкомасштабных технологических, финансовых и логистических санкций, которые ограничили возможности осуществления сделок [7–9].

В части экспортных поставок произошла переориентация потоков, сопряженная с серьезными коммерческими и инфраструктурными трудностями. Трубопроводные поставки в страны Европы и Турцию, которые еще в 2021 г. составляли 159 млрд м3, к 2024 г. сократились до 47 млрд м3. Были остановлены газопроводы «Ямал – Европа», «Северные потоки» (с остановкой и разрушением), украинская ГТС. Основными экспортными маршрутами остаются «Турецкий поток» и «Голубой поток», проходящие через территорию Турции, однако их мощности (суммарно чуть менее 50 млрд м3) несопоставимы с потерянными объемами «Северных потоков» (суммарно 110 млрд м3, но «Северный поток‑2» так и не был введен в эксплуатацию в полной мере).
Основной точкой роста в экспортных поставках российского газа стал Китай [10]. Экспорт по газопроводу «Сила Сибири» превысил на несколько млрд м3 плановую мощность 38 млрд м3 в 2025 г. В соответствии с подписанными стратегическими соглашениями между правительствами России и Китая в рамках заседания ШОС в сентябре 2025 г. запланировано увеличение поставок в Китай совокупно с 48 до 56 млрд м3 с 2027 г., что включает превышающие плановые мощности объемы поставок по газопроводу «Сила Сибири» (+6 млрд м3) и дальневосточному маршруту – продолжению газопровода «Сахалин – Хабаровск – Владивосток» (+2 млрд м3). Кроме того, был подписан юридически обязывающий меморандум о строительстве газопровода «Сила Сибири‑2» и транзитного газопровода через Монголию «Союз – Восток», переговоры о которых долгие годы велись в очень неторопливом формате. Фактически проект «Сила Сибири‑2» уже реализуется .
Перспективными для экспорта рынками являются страны Центральной Азии. Наращиваются поставки в Узбекистан: в рамках ПМЭФ‑2023 правительства России, Узбекистана и Казахстана договорились о поставках транзитом через Казахстан в Узбекистан 2,8 млрд м3, а после модернизации транзитной инфраструктуры их объемы увеличатся до 11 млрд м3 к 2026 г. Также запланирован рост экспорта в Казахстан  и Иран (подписано соглашение о поставках транзитом через Азербайджан в Иран порядка 1,8 млрд м3 по существующей инфраструктуре ), что позволит усилить региональное сотрудничество [11, 12].
Ввод Белорусской АЭС в 2023 г. привел к снижению объема поставок газа в страны СНГ с 38 до 28 млрд м3 в 2019–2023 гг. (рис. 2), однако потенциал роста экономик и населения стран Центральной Азии  продолжает представлять интерес для российских энергетических компаний, которые могут способствовать построению диверсифицированного энергобаланса этих стран.
Экспорт СПГ увеличился с 38 млрд м3 в 2019 г. до 48 млрд м3 в 2024 г. (рис. 2). СПГ остается основным инструментом диверсификации экспорта, однако его рост замедляется, поскольку целенаправленные санкции в отношении российских СПГ-проектов создают существенные сложности для производства и экспорта.

Высвободившиеся объемы экспорта частично удается заместить новыми поставками, но структура этих поставок по странам трансформируется, а значит отношения с новыми партнерами (Китай, страны Центральной Азии, покупатели СПГ) также будут отличаться от тех, что сложились с европейскими странами.
Ключевыми проблемами при освоении новых направлений являются:
Более низкая маржинальность ввиду ограниченной платежеспособности некоторых новых партнеров. Контрактные формульные цены на газ для Китая и стран Центральной Азии традиционно ниже, чем те, которые ранее формировались на европейском спотовом рынке. Если ранее экспорт направлялся преимущественно в развитые страны Европы с высоким уровнем цен на газ, то теперь новые покупатели, в частности из стран Центральной Азии, могут иметь низкую по сравнению с европейцами платежеспособность (рис. 2). Дальнейшее смещение поставок в сторону стран Глобального Юга может усилить эту тенденцию.
Инфраструктурные ограничения. Для существенного увеличения объемов экспорта возникает необходимость строительства новых трубопроводов и заводов СПГ, что требует времени и дополнительных капиталовложений.
Нарастающая конкуренция на рынке СПГ в среднесрочной перспективе. На мировом рынке планируется ввод нескольких новых заводов СПГ, так что российским проектам приходится конкурировать с быстро растущими неподсанкционными поставками из США, Катара и Австралии [13–15].
На фоне существенных изменений в экспортном направлении внутренний рынок показал положительную динамику, увеличившись на 4%, с 481 до 500 млрд м3 в 2019–2024 гг. Этот рост был обеспечен двумя ключевыми факторами [16–18]:
Реализация программы газификации регионов, которая стимулировала развитие газовой инфраструктуры в населенных пунктах и подключение новых потребителей среди населения, объектов коммунально-­бытового сектора. В этих сегментах потребление выросло с 89 млрд м3 в 2019 г. до 95 млрд м3 в 2024 г.
Развитие газоемких отраслей промышленности, в первую очередь газохимии, и модернизация объектов энергетики.
Налоговая нагрузка для разных газовых компаний не одинакова. Все компании платят НДПИ на природный газ и газовый конденсат, однако ставки для «Газпрома» и прочих отличаются. Дополнительно «Газпром» платит пошлину на трубопроводные экспортные поставки. «НОВАТЭК» был освобожден от большей части налогов (экспортная пошлина, НДПИ, налог на имущество, пониженный налог на прибыль) на начальный период реализации СПГ-проектов, однако с ужесточением налоговой политики в сторону газовой отрасли с 2023 г. налоговая нагрузка на компанию была частично увеличена.
Снижение физических объемов экспорта не привело к пропорциональному падению доходов бюджета, поскольку правительство адаптировалось к меняющимся условиям с помощью гибкой налоговой политики. Падение выручки от экспорта ввиду снижения как объемов, так и внешних цен, отчасти было компенсировано увеличением внутренних тарифов на природный газ и его транспортировку, а также введением повышающих коэффициентов к НДПИ. Доля НДПИ в газовых доходах бюджета увеличилась с 54% в 2017 г. до 81% в 2024 г. Это позволило сохранить объемы бюджетных поступлений от газовой отрасли на доковидном уровне – порядка 7% доходов бюджета в 2024 г. (рис. 3). Таким образом, ситуация становится относительно более стабильной, поскольку снижается зависимость от экспорта в западные страны, внешних цен и колебаний курса.

Однако, несмотря на стабилизацию бюджетных поступлений в моменте, на текущем временном периоде российская газовая отрасль проживает существенную трансформацию. Может произойти переход от модели «донора бюджета», где экспорт приносил сверхдоходы, наполнял бюджет и позволял финансировать новые газовые проекты, направленные как на внутренний, так и на внешний рынки, к модели, где газовая отрасль будет располагать меньшим свободным денежным потоком, так как сократятся высокомаржинальные экспортные доходы, а затраты и налоги  могут расти. Реализовывать масштабные капиталоемкие проекты в таких условиях будет сложнее.
Важно заметить, что рост тарифов на природный газ косвенно позволяет пополнять бюджет и осуществлять запланированные инвестиции газовых компаний в краткосрочной перспективе. Однако он может иметь проинфляционный характер и способствовать росту остальных цен и тарифов в экономике (цена на электроэнергию и пр.). В дальнейшем это приведет к росту издержек и общему повышению цен в экономике, что ускорит инфляцию, а значит, сделает процентные ставки выше, и высококапиталоемкие инвестиции станут более дорогими и рискованными.

Сценарный прогноз развития газовой отрасли до 2030 г.

В целях оценки роли газовой отрасли для российской экономики в будущем, были построены прогнозы ее развития до 2030 г. и прогноз ее финансового состояния как наиболее неустойчивого параметра отрасли, поскольку требуются масштабные инвестиции при существенных рисках. Основными ключевыми неопределенностями сценариев являются реализация проектов СПГ и конъюнктура контрактных цен. В рамках этих сценариев ожидается стабилизация объемов трубопроводного экспорта. Так, прогнозируются объемы поставок в Европу и Турцию по газопроводам «Турецкий поток» и «Голубой поток» на уровне 41 млрд м3 в 2030 г. в высоком сценарии и 25 млрд м3 в низком сценарии (поставки только в Турцию), в Китай по «Силе Сибири» и дальневосточному маршруту – 56 млрд м3 и в том, и в другом сценарии. Ввод в эксплуатацию газопровода «Сила Сибири‑2» рассматривается только после 2030 г.
Некоторый разброс в объемах трубопроводного экспорта возможен в направлении поставок в страны СНГ и прочих – 44 млрд м3 в низком сценарии и 50 млрд м3 в высоком сценарии. Так, предполагается запланированное увеличение экспорта в Узбекистан и свопа в Иран – в различных объемах в высоком и низком сценариях – без строительства дополнительной инфраструктуры. Таким образом, совокупные объемы трубопроводных поставок составят 125 млрд м3 в 2030 г. в низком сценарии и 147 млрд м3 в высоком сценарии (таблица 2).
Предполагаемые экспортные цены для Китая составляют 210–280 долл./тыс. м3 к 2030 г., для стран СНГ и прочих – 140–160 долл./тыс. м3, для Европы и Турции – 209–390 долл./тыс. м3 (таблица 2).

Наиболее вариативной переменной в предлагаемых сценариях является запуск производств СПГ. В низком сценарии предполагается выход на полную мощность проекта «Арктик СПГ‑2» в условиях сохранения санкционного давления и высокой конкуренции на мировом рынке. Этому соответствуют объемы экспорта СПГ на уровне 75 млрд м3 в 2030 г. и низкие спотовые цены в Европе и Азии в среднем порядка 200 долл./тыс. м3, что способствует снижению экспортной выручки до 3,7 трлн руб. (таблица 3). Таким образом, вклад внутреннего и внешнего рынка в объем доходов становится сопоставимым.
В высоком сценарии дополнительно предполагается частичный запуск проектов «Усть-­Луга СПГ» и «Мурманский СПГ» с суммарным экспортом СПГ 111 млрд м3 в 2030 г., а также высокие цены на СПГ в Европе и Азии порядка 400 долл./тыс. м3 и совокупный рост экспортной выручки до 7,6 трлн руб. в 2030 г. В высоком сценарии экспорт составляет примерно две трети доходов газовой отрасли.
При этом все рассматриваемые сценарные условия по объемам экспорта сжиженного газа ниже предполагаемого достижения производства 100 млн т к 2030 г. в рамках Энергетической стратегии РФ на период до 2050 г., поскольку прогнозируется перепроизводство на мировом рынке СПГ , что создает высокие риски снижения цен и невозможности реализации уже заявленных проектов.
Таким образом, прогнозируется экспорт 200 млрд м3 природного газа в 2030 г. в низком сценарии и 258 млрд м3 в высоком сценарии. При реализации второго сценария российские поставки на внешние рынки лишь немного превысят объемы 2021 г.
Объемы внутреннего потребления изменяются в соответствии с гипотезами о развитии газификации и дополнительном потреблении на востоке страны (+ до 25 млрд м3), в газохимической промышленности (+15–20 млрд м3) и баланса общего роста спроса и развития энергоэффективности [18, 19]. Так, предполагаются совокупные объемы потребления 505 млрд м3 в 2030 г. в низком сценарии и 530 млрд м3 в высоком сценарии при стабилизации индексируемых цен на уровне порядка 9,4 руб./м3, что включает индексацию тарифов в 2024–2025 гг. и последующую инфляцию 4% в год. Так, выручка на внутреннем рынке составляет порядка 4,8–5 трлн руб. в зависимости от сценария.
Несмотря на различие сценариев, в целом по отрасли прогнозируется общее снижение маржинальности, поскольку страны СНГ и Китай получают российский газ по более низким ценам, нежели Европа и Турция. Даже в высоком сценарии общая выручка может вырасти лишь до 12,6 трлн руб. преимущественно за счет СПГ, но существует риск перепроизводства и падения цен на глобальном рынке . Доля экспорта в общей выручке газовой отрасли снизится с 71% в 2021 г. до 44% в низком и 60% высоком сценариях в 2030 г.
При всем этом операционные затраты на старых месторождениях растут, поскольку запасы истощаются, а добыча усложняется [20]. Для разработки новых залежей (особенно на шельфе Арктики и Сахалина) критически необходимы технологии, доступ к которым ограничен санкциями, а также инвестиции, возможности для которых сокращаются за счет снижения доходов и прибыли отрасли. Таким образом, потенциальные возможности для самообеспечения капитальных затрат для реализации заявленных и новых проектов (таких как газохимический комплекс в Усть-­Луге, «Мурманский СПГ», запланированные газопроводы) снижаются [21]. Так, свободный денежный поток отрасли (выручка минус операционные затраты) составляет всего 4,2 трлн руб. в 2030 г. в низком сценарии и 7,8 трлн руб. в высоком сценарии. Накопленный объем 2026–2030 гг. 21 и 39 трлн руб. соответственно, чего должно хватить на реализацию проектов общей стоимостью порядка 14–15 трлн руб. (таблица 1).
При этом стоит учитывать, что в случае реализации композиции наиболее неблагоприятных событий (низкие цены на газовых рынках Европы и Азии, новые взрывы на российских экспортных газопроводах или санкции, рост издержек газовой отрасли внутри России) свободный денежный поток может снизиться еще более существенно, чем в низком сценарии.
Учитывая запланированные проекты, которые требуют финансирования до 15 трлн руб. в следующие пять лет, стоит оценить, насколько чувствительны объемы свободного денежного потока отрасли в случае реализации описанной выше композиции наиболее неблагоприятных событий.
Внешние условия, которые могут проявиться в разрушении МГ «Турецкий поток», санкционном ограничении экспорта российского СПГ, могут сократить свободный денежный поток отрасли на 0,5–1 трлн руб. в год.
Рост издержек и себестоимости добычи и транспортировки может снизить доходы отрасли на 1 трлн руб. в год. Высокие процентные ставки и инфляция могут увеличить стоимость реализации проектов (таблица 1) до 15–17 трлн руб.
Таким образом, может случиться такая ситуация, при которой объем необходимых инвестиций составит 15–17 трлн руб. за 5 лет, а объем ежегодного свободного денежного потока – всего 2,2–2,7 трлн руб., чего не хватит для реализации всей инвестпрограммы отрасли. В таком случае правительству и газовым компаниям необходимо иметь согласованный механизм эшелонирования проектов в зависимости от целей развития и в условиях реализации рисков. Более плотное взаимодействие компаний может снижать эти риски.

Выводы и предложения

Исходя из проделанного анализа следует, что рост физических объемов экспорта не ведет к восстановлению уровня доходов, который газовая отрасль имела до 2022 г., ввиду более низких цен для поставок потребителям в странах СНГ и Китае, чья доля в экспорте увеличивается. Снижение маржинальности экспорта создает риски для роста внутренних цен на газ, а также может способствовать снижению налоговых поступлений от газовой отрасли, что позволит как увеличить налоговое давление, так и изменить роль отрасли для российского бюджета. Роль газовой отрасли в экономике России меняется – от чистого донора с высокой маржинальностью она переходит к отрасли с высоким уровнем внутренних и внешних рисков.
Всё это создает вызовы для российской газовой отрасли и требует переоценки ее роли для всей экономики и выстраивания соответствующей стратегии развития. Для обеспечения устойчивости отрасли в новых условиях предлагаются следующие меры экономической политики.
Переход от сырьевого экспорта природного газа к комплексным решениям, предполагающим поставки газа совместно с отечественными технологиями, оборудованием и сервисом. Такой подход предложен в [22]. Это позволит создать дополнительную добавленную стоимость и удлинить производственные цепочки, а также компенсирует меньшую маржинальность поставок в новые страны-­потребители.
Более справедливое ценообразование на внутреннем рынке. Для газоемких отраслей (таких, как металлургия, химия) необходимо увязать внутренние цены на газ с конъюнктурой мировых цен на их продукцию. В периоды высоких мировых цен на металлы и удобрения компании могли бы осуществлять дополнительные платежи в сторону газовой отрасли (или бюджета и ФНБ), что позволит создать более справедливую систему распределения доходов.
Фокус на внутренний рынок и дружественные страны. Необходимо перестать рассматривать внутренний рынок как датируемое направление, а сделать его прибыльным бизнесом. Условия взаимодействия с дружественными странами должны исходить не из политики, а из экономики. Например, скидки и относительно низкие цены в начальные периоды взаимодействия не должны оставаться такими навсегда.
Оптимизация и более жесткий контроль расходов. Внедрение программ строгого контроля и снижения операционных и капитальных расходов на всех уровнях функционирования газовой отрасли позволит высвободить часть средств для ее развития, или снизить риски роста издержек. Важно отметить, что при формировании государственной макрофинансовой политики следует учитывать влияние процентных ставок или курса руб­ля на устойчивость таких системообразующих отраслей как газовая.
Распределение рисков в новых проектах. Для реализации новых капиталоемких проектов (особенно СПГ) можно было бы привлекать нескольких партнеров (в т. ч. международных из дружественных стран) для распределения финансовых и технологических рисков. Также стоит усилить взаимодействие между крупными российскими компаниями. Особенно в рамках проектов «Мурманский СПГ» и МГ «Волхов – Мурманск» (ПАО «Новатэк» и ПАО «Газпром») и разработки шельфа о. Сахалина и экспортного МГ дальневосточного маршрута (ПАО Газпром» и ПАО «НК «Роснефть») [6], что позволит снизить риски по этим проектам и более справедливо распределить доходы.
Учет условий при принятии инвестиционных решений (курс, стоимость денег/стадия развития российской экономики, цены на мировом рынке, контрактные цены с третьими странами). Правительству стоит выработать для отрасли новую методику и инструменты реакции на ухудшение условий реализации проектов с их приоритизацией.
Российская газовая отрасль стоит на перепутье. Эпоха «легких» доходов от европейского экспорта завершилась. Ее будущая устойчивость будет определяться не столько объемами добычи, сколько способностью адаптироваться к новой реальности: работать на менее маржинальных рынках, эффективно обслуживать растущий внутренний спрос, осваивать новые технологии в условиях санкций и управлять нарастающими рисками. Успех потребует не только усилий самих компаний, но и гибкой, продуманной политики государства в области налогового регулирования и международного сотрудничества.

Сообщение Анализ проектов развития газовой отрасли Россиии их финансового обеспеченияв среднесрочной перспективе появились сначала на Энергетическая политика.

Сергей АЛЕКСЕЕНКО
Научный руководитель ИТ СО РАН,
д. ф.-м. н., профессор, академик РАН
E-mail: asvasus@yandex.ru

Андрей МАНАКОВ
Главный научный сотрудник ИНХ СО РАН, д. х. н.
E-mail: manakov@niic.nsc.ru

Елизавета ПОДГОРНАЯ
Аспирант ИШЭ НИ ТПУ
E-mail: erp2@tpu.ru

Павел СТРИЖАК
Профессор НОЦ И.Н. Бутакова НИ ТПУ,
д. ф.-м. н., профессор, НИ ТПУ
E-mail: pavelspa@tpu.ru

Никита ШЛЕГЕЛЬ
Доцент ИШФВП ТПУ, к. т. н., НИ ТПУ
E-mail: nes6@tpu.ru

Введение

В настоящее время используются три основных способа транспортировки природного газа: трубопроводный, в сжиженном (СПГ) и компримированном (КПГ) состоянии. Преимущества СПГ состоят в высокой плотности газа – до 620 м3 газа (при н. у.) на 1 м3 жидкости. Однако сжиженный газ транспортируется при температуре –162 °C и атмосферном давлении, что требует значительных энергетических затрат для реализации такой технологии, применения дорогого оборудования для сжижения и хранения, а также специальных мер безопасности. Плотность сжатого газа значительно меньше, чем сжиженного. Как правило, в транспортировочных резервуарах давление не превышает 25 МПа, что соответствует содержанию около 250 м3 газа в 1 м3 емкости. Транспортировка газа по трубопроводам ограничена рельефом местности и климатом. Гористая местность, водные преграды, вечная мерзлота значительно усложняют строительство и увеличивают затраты. Процесс строительства требует повышенных финансовых вложений, особенно прокладка трубопроводов на длительные расстояния и в труднодоступных рельефных условиях. Альтернативный способ транспортировки природного газа – применение гидратов. Использование гидратов в качестве средства транспортировки природного газа предполагает, что в 1 м3 может заключаться до 180 м3 газа. Этот способ уступает другим по объему газа, но предполагает мягкие условия хранения (атмосферное давление и умеренные отрицательные по Цельсию температуры). Основным используемым сырьем для производства гидратов является вода, что позволяет осуществлять невзрывоопасное хранение метанового газа в течение длительных периодов времени. По результатам расчетов, представленных в [1], капитальные затраты для обеспечения газогидратной транспортировки на 24% меньше по сравнению с СПГ при той же производительности. Выполненный в [2] анализ показал, что капитальные затраты на транспортировку газа в виде гидрата значительно ниже, чем для СПГ и КПГ. Экономия достигается при дальних перевозках ГПГ (свыше 1000 км). Технология ГПГ становится менее выгодной при небольших дистанциях (менее 1000 км), уступая в этом отношении трубопроводам. Причиной этого служит энергоёмкость синтеза гидратов, хотя при больших расстояниях это компенсируется за счёт экономической выгоды.

На процесс синтеза газогидратов влияет совокупность параметров: объем реактора, давление и температура системы, наличие механического воздействия, эффективность теплообмена, наличие добавок в водной фазе. В качестве примера можно привести несколько известных результатов на разном объеме. Так, при давлении 7,5 МПа и температуре 275,15 К на 25 мл водном растворе получен гидрат с газонасыщенностью 147 объемных единиц газа на одну единицу объема гидрата (об./об.) [2]. При давлении 7 МПа и температуре 275,15 К конверсия 25 мл воды в гидрат составила 35%, а газонасыщенность – 73 об./об. за 10 часов [3]. Проблема масштабирования заключается в следующем: при увеличении объема раствора, например, до 135 мл, требуются более высокие давления – свыше 4 МПа – для достижения аналогичной газоемкости в 70 об./об. [4]. При давлении 5 МПа и температуре 271,15 К содержание газа в гидрате, синтезированного из 1000 мл, составило 72 об./об. за 13 часов [5]. Одной из проблем, выявленных в литературе по исследованию и разработке технологий транспортировки газа в гидратном состоянии, является нехватка экспериментальных данных о синтезе гидратов в больших объемах (более 10 л). Доступные публикации часто ограничиваются небольшими объемами гидратов (25–75 мл). Научное сообщество вынуждено полагаться на отрывочные и неполные сведения, что значительно осложняет разработку новых методов и технологий. Особенно остро дефицит данных ощущается при попытках масштабирования процесса синтеза гидратов. Авторы данной статьи располагают информацией о процессе синтеза гидрата, основанной на лабораторных экспериментах, проводимых в объемах до 15 л. При масштабировании полученных результатов следует, что для производства одной тонны гидратов требуется реактор объемом 1,2 м3 и 850 л воды. При этом полученный гидрат будет содержать в себе 134 м3 газа. Исследования авторов статьи направлены на поиск промоторов и разработку механических воздействий для интенсификации процесса синтеза, что позволит увеличить количество газа в гидрате до 150–180 м3. Важную роль играет зависимость между временем синтеза и давлением: увеличение начального давления процесса способствует росту движущей силы и снижению времени синтезирования гидрата. Использование высокоэффективного оборудования связано с затратами на производство прочных металлических конструкций, что ранее также было проблемой в мировом опыте транспортировки газа в виде гидратов. К настоящему времени она решена в полной мере за счет применения новых материалов.

Мировой опыт по транспортировке газа в твердом виде

Впервые идея транспортировки природного газа в гидратном состоянии возникла во второй половине XX века. С получением новых знаний в этой области технологические предложения по транспортировке гидратов менялись. В 1983 г. предложено транспортировать природный газ в виде гидратов по магистральному трубопроводу. Данный способ транспортировки включал этапы: получение гидрата, стабилизация (выдержка), транспортирование по трубопроводу, регазификация. На первом этапе синтезировался гидрат при температуре 274 К и давлении 50 бар. Интенсификация гидратообразования осуществлялась барботажом газа через слой воды. Газогидратная суспензия с содержанием гидрата 15% перекачивалась насосом в газоконвектор, где формировались гидратные блоки. В газоконвекторе из суспензии удалялись излишки воды, а образовавшаяся масса подвергалась прессованию, в результате чего увеличивалось содержание гидрата до 60%. Спрессованный гидрат разделялся на блоки цилиндрической формы с помощью ножевого устройства. Далее блоки направлялись в камеру переохлаждения, где для формирования корки льда на их поверхности они обдувались газом с температурой 243,15 К. Затем блоки транспортировались по магистральному трубопроводу. За счет перепада давлений (в камере переохлаждения давление выше, чем в трубопроводе) гидратные блоки могли двигаться на газовой подушке со скоростью 20 м/с. При движении по трубопроводу вследствие трения и теплообмена с окружающей средой температура гидратных блоков повышалась и составляла примерно 272,15 К перед промежуточной станцией, при этом давление снижалось с 50 до 35 бар. Для обеспечения низкой температуры блоков и требуемого значения давления в трубопроводе, необходимого для поддержания определенной скорости движения, на каждые 100–150 км магистрального газопровода устанавливались промежуточные секции. На конечной станции блоки регазифицировались, получался газ с высоким давлением (60–200 бар). Такая технология не была доведена до эксплуатации вследствие экономической неэффективности. Сохранение стабильного состояния гидратов при рассмотренной схеме транспортировки на большие расстояния затруднительно, особенно в регионах с теплым климатом. Гидраты чувствительны к изменениям внешних условий (температура, влажность), что ведет к риску преждевременной регазификации и выделения газа. Это грозит закупорке трубопровода гидратной пробкой и остановке процесса транспортировки.
Главным недостатком технологии транспортировки природного газа по трубопроводам является зависимость от геологических особенностей ландшафта. Во избежание ограниченности снабжения газом регионов с суровыми климатическими условиями или с географически сложными ландшафтами предложена транспортировка природного газа в гидратном состоянии в специализированных емкостях морским и сухопутным транспортом. В 2002 г. разработана концептуальная схема судна для транспортировки гидрата (рис. 1) [6]. Судно имело два корпуса, между которыми размещались балластные цистерны. Внутренний корпус мог заполняться гидратом с помощью ленточного конвейера, пневматической системы с газом под давлением или перекачки газогидратной суспензии.

Одним из главных недостатков представленной схемы является отсутствие встроенных механизмов, защищающих гидрат от преждевременной диссоциации. Вызванное естественным нагревом разложение гидрата может привести к выделению газа непосредственно в трюме судна, что опасно как с точки зрения экологии, так и с позиции безопасности экипажа и сохранения работоспособности блоков судна. Для устранения этой проблемы применяется эффект самоконсервации гидрата, предполагающий покрытие гранул тонким слоем льда. Это создает защитный барьер, предотвращающий контакт внешней среды с внутренней частью гидрата и минимизирующий риск разрыва структуры. В 2003 г. разработан способ транспортировки и хранения гидратов, в котором гидрат природного газа гранулировался и покрывался ледяной оболочкой при опрыскивании водой и последующей заморозке [7]. Гранулированный гидрат предлагалось хранить в поддонных хранилищах на дне моря или вблизи морских платформ. Транспортировка гидрата до берега осуществлялась в танкерах, где поддерживалось избыточное давление. В танкер гранулы гидрата перекачивались по трубопроводу с помощью насоса.
Вышеописанные концептуальные схемы могут использоваться для транспортировки синтезированного газового гидрата. Однако в мире имеются значительные запасы гидратных месторождений, которые также можно извлекать и транспортировать. В [8] предложен способ добычи гидрата из природных месторождений и его транспортировки. В качестве транспортировочной емкости использовалась подводная лодка (рис. 2), включающая отсеки: грузовой, штурманский, жилые, вспомогательные. Грузовой отсек представлен резервуаром с теплоизолированным слоем пенополиуретана (100 мм), который рассчитан на давление более 10 бар. В грузовом отсеке размещалась шахта с грузовым лифтом для подъема или спуска контейнеров, наполненных гидратом. Контейнеры с помощью лифта опускались в газогидратный пласт. После заполнения контейнеров они поднимались и размещались в грузовом отсеке. В таком виде гидрат транспортировался до места назначения. Такой проект предусматривает глубоководные операции, включая добычу и погрузку гидратов с морского дна. Это требует дорогостоящего оборудования, подводного флота и высококвалифицированной рабочей силы. Несмотря на потенциал экономии, фактические затраты на эксплуатацию подобного вида транспорта и сопутствующую добычу оказываются чрезмерно высокими по сравнению с традиционными методами транспортировки газа.

Практическая реализуемость гидратной транспортировки природного газа была продемонстрирована в ходе проекта компании Mitsui Engineering & Shipbuilding Co в 2006 г. [9]. Ставились цели получения опыта наработки больших объемов гидрата природного газа и обращения с ним, а также разработки безопасной и экономически эффективной системы его доставки в населенные пункты и на промышленные предприятия, не имеющие подключения к газопроводам. Схема цепочки доставки представлена на рис. 3.

Гидрат получался в установке производительностью 5 т в день, построенной вблизи одного из терминалов разгрузки сжиженного природного газа. Это обеспечивало наличие природного газа и необходимого для получения гидрата холода. Гидратная суспензия в воде формировалась в перемешиваемом реакторе с барботированием газа при температуре 1–3 °C и давлении около 5 МПа. Гидратная суспензия с содержанием гидрата около 20% подавалась в водоотделительную колонну. Получаемый влажный гидрат (20–30% воды) прессовался в пеллеты в виде сфер диаметром 20 мм. Использовалась прессующая машина с двумя вращающимися барабанами. Далее пеллеты охлаждались до 253,15 К потоком холодного газа, проводились через камеру сброса давления и собирались в бункере при атмосферном давлении и температуре 253,15 К. При этих условиях происходил процесс самоконсервации, терялось менее 10% газа. Пеллеты могли храниться более недели с незначительной потерей газа (менее 1%). Загруженный в транспортные контейнеры гидрат использовался для снабжения газом удаленных на ~100 км от места производства гидрата промышленного генератора электроэнергии (потребитель (1) и жилого комплекса на 10 семей (потребитель (2). Доставка гидрата потребителю (1) проводилась в контейнере, содержащем 5–7,5 т гидрата. Потребитель (2) получал гидрат в двух контейнерах по 0,4 т в каждом. Давление в контейнерах доходило до 0,5–0,7 МПа, предельное рабочее давление до 0,8 МПа. Теплоизоляция контейнеров осуществлялась полиуретановой пеной. При температуре наружного воздуха 285,15–289,15 К за время транспортировки стенки контейнера и газ внутри него нагревались на 1 К. Регулирование скорости разложения гидрата в подключенных к потребителю контейнерах проводилось за счет подачи в них теплой воды. Потребление газа достигало 65 м3/ч. Вырабатываемая электрическая мощность составляла 280 кВт. Доставка одного контейнера обеспечивала работу установки в течение 1–2 дней. В случае потребителя (2) газ расходовался для сжигания в бытовых приборах. Имелись суточные и сезонные колебания в потреблении газа, которые доходили в холодное время года до 4 м3/ч. Замена контейнеров с гидратом выполнялась по мере расходования газа.
Технико-­экономический анализ проекта компании Mitsui Engineering & Shipbuilding Co продемонстрировал предпочтительность технологии ГПГ по сравнению с СПГ и КПГ для транспортировки газа из малых месторождений Юго-­Восточной Азии в Японию [10]. Учитывалось использование доставляемой с газом пресной воды и холода, получаемого при разложении гидрата. Поставка гидратного газа оказалась наиболее выгодной для малых потребителей, расположенных в прибрежной зоне. Блок-схема транспортной цепочки приведена на рис. 4. Расстояние транспортировки в данном случае составляло около 4800 км. Из поступающего на экспортный терминал природного газа удаляются углекислота, сероводород и большая часть тяжелых углеводородов, сжигание которых обеспечивает энергетические потребности терминала. Гидрат получается на четырех параллельно работающих установках, каждая производительностью 6000 т гидрата в день. Полученные гидратные пеллеты загружаются на транспортирующее судно. После прибытия в пункт назначения, на приемном терминале проводится разгрузка гидрата в береговые бункеры, откуда он транспортируется в установку регазификации, вырабатывающую товарный газ с давлением 5 МПа. Погрузка и разгрузка пеллет выполняется механическими устройствами. Внутренний объем гидратных танков изолирован от атмосферы. Образующаяся при регазификации вода закачивается в танки транспортирующего судна и возвращается на экспортный терминал. В проекте предусмотрена рециркуляция используемой воды. Для транспортировки гидрата предлагается использовать 8 специально сконструированных гидратовозов водоизмещением 57000 т каждый. Гидратные пеллеты помещаются в герметичные охлаждаемые танки в атмосфере метана при давлении 0,1 МПа и температуре 253,15 К. Расчетное время рейса судна-­гидратовоза составляет 7–8 суток. За сутки разлагается около 0,05% гидрата. Этот газ предполагается использовать в качестве добавки к топливу для судового двигателя, либо сжимать и хранить в баллонах до прибытия в пункт назначения. Анализ проекта компании Mitsui Engineering & Shipbuilding Co показал, что стоимость реализации цепочки транспорта газа с применением гидратов на 23–27% ниже, чем в виде СПГ в том же масштабе.

В рамках проекта Submarine Gas Hydrate Resources (SUGAR) [11] выполнены исследования самоконсервации гидратов, а также разработаны концептуальные модели процесса производства гидратных пеллет и их транспортировки в условиях Северной Атлантики. Принципиальная схема предложенного судна-­гидратовоза схожа с рассмотренной выше и отличается возможностью вращения танков с гидратными пеллетами вокруг горизонтальной оси для предотвращения их слеживания и возможностью поддержания внутри танков небольшого (2 атм) избыточного давления. Погрузку и выгрузку гидрата здесь предполагалось проводить при помощи конвейерных транспортеров и грейферных ковшей.
Анализ показал, что коммерциализации проектов SUGAR и Mitsui Engineering & Shipbuilding Co препятствуют технические, экономические и регуляторные причины. Окупаемость технологии при имевшихся на тот момент времени параметрах превышает 55 лет. В настоящее время параметры синтеза, регазификации, хранения, транспорта существенно поменялись. С учетом экономических оценок и энергетических ограничений газогидратная транспортировка конкурентоспособна с другими способами (трубопроводный, СПГ, КПГ) при обеспечении следующих пороговых (минимальных) показателей:
вместимость в 1 м3 гидрата 135–170 м3 газа;
плотность гидрата 800–900 кг/м3;
стабильность гидрата эквивалентна потерям газа не более 0,1% за весь цикл использования (от синтеза до регазификации);
время синтеза не менее 100 т/сут.;
равномерность заполнения газа в гидрате 70–100% по всему объему.
Это стало возможным благодаря активным экспериментальным исследованиям, математическому моделированию и испытаниям, выполненным в мире в течение последних 5–7 лет, результаты которых будут прокомментированы далее. Рассмотренные выше зарубежные технологии транспортировки газовых гидратов преимущественно ориентированы на использование трубопроводных сетей и специализированных танкеров. Российские удаленные регионы обладают особенностями – обширная территория, значительная удаленность от морских портов, наличие горных массивов и сложных природных ландшафтов, что делает традиционные способы доставки газа крайне неэффективными и экономически неоправданными. Для России наиболее целесообразным представляется применение автомобильного транспорта для перевозки газовых гидратов. Соответствующие транспортные средства позволят эффективно преодолевать сложности рельефа и обеспечивать надежную доставку в отдалённые районы страны. Ключевыми факторами успешности подобной схемы являются поддержание стабильных температурных режимов внутри машин и обеспечение высокой плотности загрузки гидрата в контейнер. Важнейшей задачей является достижение оптимальных условий синтеза и транспортировки газовых гидратов, позволяющих повысить емкость хранимого газа и снизить энергетические затраты. В настоящее время целевыми показателями для промышленного внедрения технологии на территории Российской Федерации являются достижение газонасыщенности гидрата не менее 130–165 об./об. и скорости его синтеза не менее 15 м3/сут. Газонасыщенность гидрата повышают при комбинировании различных технологий синтеза, а также при получении гидратных пеллет. Для предотвращения нежелательной диссоциации гидрата его переводят в состояние самоконсервации, хранят в специальных изолированных емкостях и поддерживают необходимые условия. Для сокращения времени синтеза и поддержания гидрата в стабильном состоянии используют промоторы и механические воздействия. Такие методы не только позволяют уменьшить время синтеза и нуклеации, но также увеличить газонасыщенность полученных гидратов.

Результаты исследований последних лет для повышения эффективности транспортировки газа в виде гидратов

Получение гидрата. Одним из ключевых барьеров на пути широкого внедрения данной технологии является ограниченная скорость процесса гидратообразования. Процесс начинается с взаимодействия газа и воды на границе раздела фаз. Образование тонкой пленки гидрата на поверхности жидкости препятствует дальнейшему проникновению газа внутрь водной фазы, замедляя или даже останавливая рост новых порций гидрата. Для преодоления этого ограничения разработаны различные методики, направленные на ускорение образования гидратов. Эти методы подразделяются на две категории: химические и механические. Химическое стимулирование гидратообразования включает применение промоторов, которые влияют на термодинамическое состояние системы и/или кинетические характеристики реакций. Термодинамические промоторы сдвигают точку равновесия системы, позволяя проводить реакцию при пониженных давлениях (6 МПа и ниже) или повышенных температурах (276,15 К и выше). Примером таких промоторов служат тетрагидрофуран (ТГФ), который существенно (на 30% и более) снижает давление гидратообразования, и тетрабутиламмоний бромид (ТБАБ), увеличивающий температуру перехода. Несмотря на очевидные преимущества, такие добавки снижают общую емкость гидратов по газу за счет заполнения части имеющихся в гидратном каркасе полостей. Важным направлением исследований является получение смешанных гидратов, содержащих целевой газовый компонент вместе с термодинамическим промотором. Цель таких работ заключается в оптимизации состава и структуры гидратов, влияющих на распределение гостевых молекул в полости гидратного каркаса. Основные усилия сосредоточены на исследовании таких веществ, как бромид тетрабутиламмония (ТБАБ), трибутилфосфиноксид (ТБФО) и изопропанол (2‑пропанол). Полученные результаты указывают на следующую максимальную вместимость метана в гидратах с 2,8–3,4 мол.% ТБФО (газосодержание 61,6–74,6 мл/г) и 1,3 мол.% 2‑пропанола (газосодержание 11,6 мас.%) [12]. Ограниченная газовая емкость ТБАБ и ТБФО делает их малопригодными для практических применений. Напротив, изопропанол представляется перспективным веществом для газогидратных технологий хранения и транспортировки газа при отрицательных температурах с емкостью по газу 11,6 мас.% против теоретического предела в 12,9 мас.% для чистого гидрата метана.

Кинетические промоторы воздействуют непосредственно на стадии зарождения и роста кристаллов, уменьшая индукционный период и ускоряя формирование стабильных структур. Они обеспечивают высокие степени превращения воды в гидрат и, соответственно, обеспечивают высокое содержание газа на единицу объема хранилища. Среди наиболее распространенных кинетических промоторов выделяют цетилтриметиламмоний бромид и додецилсульфат натрия (СДС). Многие из промоторов являются токсичными, агрессивными и легко улетучиваются, создавая экологические риски и усложняя процессы очистки. По этой причине возрастает интерес к разработке экологически чистых («зеленых») биопромоторов, полученных из природных источников и обладающих аналогичной эффективностью, но минимизирующих негативное воздействие на окружающую среду.
Поверхностно-­активные вещества. Среди многочисленных классов кинетических промоторов особое внимание уделяется группе поверхностно-­активных веществ (ПАВ), исследования которой начались ещё в начале 1990‑х гг. [13]. Одним из наиболее изученных представителей данной группы является додецилсульфат натрия (СДС). Он оказывает значительное влияние на увеличение скорости гидратообразования. Экспериментальные данные показывают, что при введении СДС в систему содержание газа в получаемой смеси воды и гидрата достигает высоких значений – 156 объемных единиц на одну объемную единицу смеси при умеренном давлении (около 3,9 МПа) и температуре (276,15 К) спустя 150 минут после начала процесса [13]. Таким образом, присутствие СДС ускоряет процесс образования гидрата и увеличивает степень превращения воды в гидрат. Другие представители анионных ПАВ, такие как додецилбензолсульфоновая кислота [14], олеат натрия [14], додецилсульфат лития [14] и прочие производные алкилсульфатов натрия [15], демонстрируют схожий положительный эффект на скорость гидратообразования. Важно отметить, что ПАВ с более длинными углеводородными цепями проявляют свою активность при значительно меньших концентрациях по сравнению с СДС, обеспечивая сопоставимый эффект в аналогичных условиях синтеза гидрата [15].
Помимо традиционных синтетических поверхностно-­активных веществ, значительный интерес вызывают биосурфактанты, способные оказывать положительное влияние на скорость гидратообразования и стабильность образующихся гидратов. Один из примеров таких веществ – сульфированный лигнин, который повышает растворимость метана в его водном растворе почти вдвое, заметно ускоряя процесс гидратообразования. Более того, эта добавка стимулирует проявление эффекта самоконсервации гидрата, поддерживая его стабильность при низком давлении (0,1 МПа) и температуре (268,15 К). Другой пример биологического происхождения – вещество BSCO1, полученное путём этерификации касторового масла [16]. Добавки BSCO1 обеспечивают высокую степень превращения воды в гидрат (97%) и, соответственно, высокое содержание газа в получаемых образцах (186,3 об./об.). Получаемые образцы демонстрируют эффективную самоконсервацию.
Особое внимание привлекает группа биологически активных веществ, среди которых выделяется сурфактин в натриевой форме. Исследования [17] показали, что этот ПАВ обеспечивает сокращение времени индукции гидратообразования в десятки раз по сравнению с традиционным СДС. При температуре от 273,15 до 276,15 К сурфактин демонстрировал среднее время индукции около 10,6 минут, что приблизительно в 360 раз быстрее, чем при использовании СДС [17]. Более того, объемы абсорбируемого метана в присутствии сурфактина и рамнолипидов оказались значительными – от 177,2 до 265,11 ммоль на объём воды 120 мл. Оптимальная производительность сурфактина наблюдается при концентрациях выше 750 ppm, поскольку растворимость газа и время индукции обратно пропорциональны концентрации ПАВ.

В числе перспективных биосурфактантов выделяются соединения, синтезированные на основе природных жиров, таких как олеиновая (SO) и рицинолевая (HSO) кислоты [18]. Результаты экспериментов подтверждают, что HSO демонстрирует значительные преимущества перед своими конкурентами: преобразует воду в гидрат с эффективностью 94,95% при крайне малой концентрации (50 ppm), что существенно выше показателя SO (93,73% при 500 ppm); способствует росту гидрата со скоростью, превышающей показатели SO на ~10%; повышает газоемкость получаемых образцов до рекордных показателей – 161,86 об./об. Динамика образования гидрата с HSO значительно опережает SO.
Интересной группой экологически чистых поверхностно-­активных веществ являются так называемые Gemini-­ПА В. Отличительной особенностью этих веществ является высокая способность снижать поверхностное натяжение, устойчивость к термическим воздействиям и безопасность для живых организмов. Хотя исследования влияния Gemini-­ПАВ на гидратообразование пока ограничены, некоторые эксперименты уже дали интересные результаты. Например, диоктилсульфосукцинат натрия показал значительное повышение скорости гидратообразования с ростом его концентрации в водном растворе, при этом добавка 974 мг/кг АОТ сократила время индукции до 2 минут, а при меньшей концентрации (320 мг/кг) этот показатель составил 10 минут [19]. Уменьшение температуры с 279,15 до 275,16 К дополнительно снизило время синтеза гидрата на четверть. Тем не менее, требуется проведение большего количества экспериментальных исследований для детального анализа механизма действия Gemini-­ПАВ и оценки их потенциала в реальных технологических процессах.
Таким образом, поверхностно-­активные вещества позволяют добиться высокого содержания газа в получаемых смесях гидрата и воды: 161,86 об./об. для HSO, 157,9 об./об. для СДС, 168,71 об./об. для DCS‑12. Однако эти цифры ниже целевого показателя газоемкости, который составляет 170–180 об./об. Несмотря на многочисленные положительные эффекты использования ПАВ для увеличения скорости гидратообразования, существует один существенный недостаток: при разложении гидратов образуются большие объёмы пены. Эта пена мешает повторному использованию водного раствора, остающегося после распада гидрата. Важнейшей целью дальнейших исследований остаётся поиск новых промоторов, сочетающих высокую эффективность, низкую дозировку и экологическую совместимость для промышленного освоения технологий транспортировки газа в виде гидратов.

Наночастицы. Для ускорения гидратообразования применяются разнообразные типы наночастиц, включая оксиды металлов (CuO, Ag, Al2O3, ZnO, MgO), углеродные нанотрубки, графен и его модификации. Эти частицы обладают уникальными свой­ствами, обусловленными малыми размерами (от 1 до 100 нм), большой удельной поверхностью и отличной теплопроводностью. Поверхности наночастиц содержат множество активных центров, на которых инициируется нуклеация гидратов. За счет высокой теплопроводности наночастицы ускоряют процессы передачи тепла, что позитивно сказывается на росте кристаллов гидрата. Благодаря этому увеличивается интенсивность обмена массой и энергией между молекулами газа и воды, способствуя формированию гидратов. Применение наночастиц приводит к значительному увеличению концентрации газа в получаемых гидратных образцах. Один из возможных механизмов влияния наночастиц на гидратообразование следующий. Молекулы воды образуют упорядоченную сеть, затрудняя диффузию молекул газа. Присутствие наночастиц нарушает эту структуру, способствуя повышению растворимости газа в воде. В результате быстрее достигается необходимая критическая концентрация газа, что облегчает образование гидратов. Основной промотирующий эффект заключается в значительном увеличении скорости процесса. Некоторые виды наночастиц (графит, углеродные нанотрубки) улучшают образование гидратов преимущественно за счёт снижения энергии активации, связанной с образованием ядер кристаллизации.
Самостоятельное использование наночастиц не всегда достаточно эффективно, поскольку они склонны к агрегации и нестабильности в водных средах. Чтобы преодолеть эти проблемы, наночастицы применяются совместно с поверхностно-­активными веществами, такими как СДС или TBA. Подобные смеси демонстрируют синергетический эффект, значительно повышая производительность гидратообразования. Так, комбинация графита с СДС привела к впечатляющим результатам: при давлении от 5 до 8 МПа наблюдалось увеличение емкости хранения газа на 11,9–26,18% и ускорение процесса гидратообразования на 15,09–51,67% по сравнению с результатами, достигнутыми при применении чистого СДС [20]. Оптимальным вариантом оказалось сочетание графита с низкой концентрацией СДС (0,03%). Эта система показала максимальное накопление газа – 190,4 см3 на грамм воды и высокую скорость образования гидрата – 20,84 см3/(г·мин).

Эффективность наночастиц в ускорении гидратообразования определяется не только размером и формой, но и структурой их поверхности. Важную роль играют углеродные нанотрубки (УНТ), которые представляют полые цилиндрические структуры, состоящие из графеновых слоев, сворачивающихся в трубки диаметром от одного до нескольких десятков нанометров. Основная проблема природной формы УНТ – их гидрофобность, препятствующая полноценному участию в процессах нуклеации и роста гидратов. Для ее решения используются специальные методы химической обработки (модификации поверхности), позволяющие придать поверхностям УНТ заданные свой­ства: окисление, аминометилирование, сульфонирование. Применение метода сульфонирования показало выдающиеся результаты: такая модификация позволяет достигать высокой емкости хранения газа в получаемых гидратных образцах (до 142 об./об.).
Основная ценность наночастиц, таких как УНТ, обусловлена их уникальным строением и большим соотношением площади поверхности к объему. На этой поверхности присутствует огромное число активных центров, на которых начинаются процессы нуклеации и последующего роста гидратов. Высокая теплопроводность многих наночастиц ускоряет обмен тепловой энергией, помогая преодолевать энергетические барьеры и способствовать формированию стабильных гидратных структур. Проблема агрегирования и осаждения наночастиц в водных системах требует применения стабилизаторов и дополнительной обработки поверхностей. Газоемкость гидрата при использовании наночастиц составляет 140–150 об./об., что ниже целевого показателя 170–180 об./об. Основной вызов состоит в том, чтобы наночастицы позволяли многократно повторять циклы образования и разложения гидратов без потери их свой­ств.

Аминокислоты. Аминокислоты – органические соединения, строительные элементы белковых структур. Интерес к ним как к потенциальным стимуляторам гидратообразования возник сравнительно недавно. Первоначально аминокислоты рассматривались как ингибиторы гидратообразования в нефтяных и газовых трубопроводах, но впоследствии выяснилось, что некоторые из них способны ускорять процессы гидратообразования, причем действуют они совершенно иначе, нежели классические поверхностно-­активные вещества. Специфические аминокислоты, такие как L-триптофан, L-метионин, L-аргинин, L-фенилаланин, L-гистидин и L-глутаминовая кислота, ускоряют образование гидратов метана [47, 48]. Исследования, проведенные в 2016 г., выявили, что присутствие аминокислот (например, L-лейцин) помогает пузырькам газа глубже проникать в водный раствор, быстро переходя в гидратную форму [21]. Добавление всего 0,1 мас.% лейцина способно увеличить газосодержание получаемых гидратных образцов в 5–6 раз [22]. Важной особенностью является отсутствие пены при разложении таких гидратов, что выгодно отличает их от классических ПАВ.
Исследование эффективности использования аминокислот в процессе гидратообразования продолжается. В последние годы получены важные результаты, показывающие возможность значительного повышения эффективности гидратообразования посредством сочетания аминокислот с другими соединениями. В частности, успешно испытаны комплексы аминокислот с нитрилотриуксусной кислотой (НТУ), которые позволили создать уникальные рецептуры для улучшения коэффициента хранения метана в гидрате [23]. Составы НТУ + аминокислоты демонстрируют значительную эффективность: поглощение метана достигает 12,1–12,7 мас.%, а степень конверсии воды в гидрат доходит до 93–98%. Эти показатели превосходят стандартные уровни газонасыщенности и конверсии воды в гидрат примерно в пять раз и более чем в два раза соответственно. Таким образом, водные растворы аминокислот и НТУ с концентрацией 0,05 мас.% сокращают время индукции, увеличивают долю образовавшегося гидрата и общее количество поглощённого метана [23].
По сравнению с традиционными ПАВ, аминокислоты обладают рядом преимуществ:
отсутствие пены при разложении гидрата, что упрощает повторное использование раствора;
минимальное воздействие на окружающую среду и здоровье человека вследствие их биологической природы и доступности;
возможность одновременного регулирования химического состава гидрата, контролируя доступность молекул газа и взаимодействие с жидкостью.
Они делают аминокислоты перспективными материалами для развития технологий гидратообразования, предоставляющими широкие возможности для устойчивого хранения и транспортировки природного газа в будущем.

Другие промоторы. Ряд современных исследований направлен на выявление и использование экологически чистых и экономически выгодных стимуляторов гидратообразования. Среди них особое внимание уделено полисахаридам растительного происхождения, таким как крахмал и декстрин, а также искусственным подсластителям, например, сукралозе. Картофельный крахмал стал предметом внимания исследователей как эффективный природный промотор гидратообразования. Добавление небольшого количества картофельного крахмала (300 ppm) в водный раствор позволило достичь газосодержания гидратного образца, эквивалентного используемым в исследованиях водным растворам с добавлением традиционного поверхностно-­активного вещества (СДС) в концентрации 500 ppm. При этом эффективность была на 23% выше, чем в случае воды [24]. Это свидетельствует о значительной перспективе картофеля как естественного ресурса для создания эколого-­экономически обоснованной технологии гидратообразования. Другим примером растительных полисахаридов выступает кукурузный крахмал. В проведенных экспериментах доказано, что добавление кукурузного крахмала в количестве 800 ppm способно увеличить скорость гидратообразования в 2,5 раза по сравнению с водой [25]. Этот крахмал обеспечивает минимальное выделение газа из гидрата при длительном хранении (более шести часов), что делает его привлекательным решением для транспортировки газа в гидратной форме.
Различные сорта декстринов также нашли свое применение в качестве стимуляторов гидратообразования. Анализ нескольких концентраций декстрина показал, что оптимальный вариант составляет 1 мас. %. Это позволяет достигнуть аналогичного результата по количеству поглощенного газа, как при использовании СДС в концентрации 700 ppm. Однако время, необходимое для завершения процесса гидратообразования, увеличивается примерно в 4–5 раз [26]. Тем не менее, простота производства и доступность сырья делают декстрины интересным объектом для будущих разработок.
Искусственные сахарозаменители, такие как сукралоза (C12H19Cl3O8), также рассматриваются как возможные стимуляторы гидратообразования. В одном из исследований выявлено, что сукралоза способна увеличить газосодержание гидратного образца на 37% по сравнению с водой при концентрациях до 0,75 мас. % [27]. Однако при дальнейшем увеличении концентрации наблюдается обратный эффект – подавление гидратообразования. Таким образом, необходимо соблюдать осторожность при выборе оптимального уровня добавления сукралозы.
Ещё одним многообещающим элементом является ветвистая сульфатированная молекула (BSP) [28]. Она характеризуется необычной структурой, позволяющей эффективно взаимодействовать с молекулами воды и метана, способствуя накоплению последнего вблизи гидрофобных частей молекулы BSP. Такое взаимодействие ведёт к уплотнённой упаковке метана внутри гидратных клеток, что повышает эффективность гидратообразования [28]. Установлено, что при концентрации BSP в размере 500 ppm коэффициент преобразования воды в гидрат достигал 89,54% с общим расходованием 432,16 ммоль метана и объемом хранения 165,1 об./об. Гидраты метана, полученные с помощью BSP, демонстрируют прекрасную стойкость и сохранение целостности даже при комнатной температуре, что делает их идеальными для практических приложений в транспортной отрасли и индустрии хранения газа. Дополнительным достоинством BSP является отсутствие побочных явлений при разложении гидратов – пенообразование отсутствует, что упрощает технологические процессы.
Стоимость промоторов гидратообразования варьируется от недорогих (изопропанол – 698 руб. за 1 кг) до дорогостоящих (трибутилфосфиноксид – 214 600 руб. за 1 кг). Большинство исследуемых веществ имеют цену порядка тысяч руб­лей за килограмм. При малом количестве применяемого промотора (например, рицинолевая кислота – 0,03 руб. на 1 кг гидрата) реальная стоимость существенно снижается. Наиболее дешевыми и эффективными выглядят промоторы на основе органических соединений (олеиновая кислота, рицинолевая кислота, изопропанол), тогда как дорогие соли и синтетические реагенты (бромид тетрабутиламмония, цетилтриметиламмоний бромид) оказывают сильное влияние на экономику процесса. Высокие цены на многие эффективные вещества (бромид тетрабутиламмония, тетрафуран) ставят под сомнение их широкое практическое применение.

Механические методы. Механические методы предполагают физическое воздействие на систему, такое как интенсивное перемешивание воды или раствора, введение пузырьков газа путем барботирования или диспергирование капель воды внутри газовой среды [58]. Такие меры увеличивают площадь контактной поверхности между газом и водой, улучшая массообмен и снижая время роста кристаллов. Например, использование специальных мешалок может снизить продолжительность реакции от нескольких часов до минут [22]. Авторами настоящей статьи созданы экспериментальные установки для синтеза и пеллетирования гидратов. Установка для синтеза гидрата на основе метода перетирания имеет рабочий объем 70 мл и в течение 3 суток способна произвести до 50 г гидрата. Для масштабирования процесса синтеза гидратов коллективом спроектирован реактор объемом 20 л, комбинирующий методы перемешивания и тонкораспыленной жидкости [29], а также барботирования газа [30]. Сочетание методик синтезирования гидрата позволяет улучшить ключевые показатели транспортировки газового гидрата – увеличить газонасыщенность до 125 об./об. и скорость синтеза гидратов до 7,4 кг/ч. Однако, несмотря на эффективность механических методов, они требуют значительных затрат энергии, особенно при масштабировании процессов до промышленного уровня. Использование химических добавок или механических воздействий позволяет существенно сократить время образования гидратов. Однако даже при оптимизации условий синтеза достигнутые показатели плотности (0,5–0,6 кг/м3) и газонасыщенности (140–150 об./об.) остаются недостаточными для эффективного хранения и транспортировки газа в виде гидратов. В связи с этим перспективным направлением исследований является разработка технологии формования гидратных пеллет.
Ключевой вызов гидратной технологии – высокая металлоёмкость оборудования, в частности, реактора. Перевозка громоздкого реактора приводит к неоправданному увеличению массы транспорта относительно количества транспортируемого продукта (гидрата), делая процесс экономически неэффективным. Альтернативой выглядит применение специализированных судов-­танкеров, оборудованных системами поддержания необходимых условий для сохранения стабильного состояния гидрата. Однако этот вариант оказывается неприменимым для обширных территорий России ввиду географической удалённости большинства регионов от морских путей, особенно при малых расстояниях перевозок (до 100 км). Следовательно, морской транспорт исключается ввиду экономической нецелесообразности. Оптимальным решением представляется разделение функций между ёмкостью синтеза (реактором) и транспортными контейнерами. Такой подход предполагает хранение синтезированного гидрата в специальных транспортных емкостях, не требующих высокого давления, достаточно лишь поддержания низкой температуры, при которой гидраты способны сохранять стабильность («самоконсервация»). Это значительно упрощает конструкцию транспортного средства, позволяя отказаться от массивных металлических деталей, заменив их на легковесные композиты, способные обеспечить необходимую прочность и теплоизоляционные свой­ства. Однако ключевым ограничивающим фактором становится отсутствие эффективных отечественных технологий производства композитных материалов для подобной конструкции. Для решения этой проблемы необходимы материалы нового поколения. Одним из направлений исследований является создание нанопористых материалов, таких как углеродные материалы на основе графена, характеризующихся значительной площадью поверхности и улучшенными механическими свой­ствами. Графеновая основа позволяет достичь высокой прочности и устойчивости материалов даже при работе в экстремальных условиях, связанных с повышенным давлением и температурой. В настоящее время разрабатываются новые материалы, хранение метана в которых обеспечивается совместно физической сорбцией и гидратообразованием.

Газогидратные пеллеты. Для увеличения газонасыщенности гидратных образцов эффективным считается производство газогидратных пеллет. Малая удельная поверхность и минимальная пористость гидратных пеллет обеспечивает их эффективную самоконсервацию, что позволяет длительно хранить гидрат в метастабильном состоянии при минимальных потерях газа. Этот способ значительно упрощает процессы транспортировки и переработки газовых ресурсов, одновременно повышая экономическую целесообразность и экологические показатели их использования. Формирование пеллет позволит повысить плотность и газонасыщенность гидрата с 0,5–0,7 кг/м3 и 130–150 об./об. до 0,8–0,92 кг/м3 и 170–180 об./об. соответственно. Предпочтительней является технология формирования гидратных пеллет непосредственно в пеллетере, поскольку это позволит избежать потерь газа, которые могут возникнуть при перемещении готового гидрата из реактора в пеллетер. В такой установке можно получить гидратную пеллету объемом 50 см3 различной формы. Плотность пеллет достигает 0,92 кг/м3, а емкость по газу – 170 об./об. Важной задачей для промышленного внедрения способов хранения и транспортировки газа с применением гидратов является обеспечение непрерывности процесса изготовления таких пеллет. В подобном пеллетирующем устройстве получена газогидратная пеллета размером 40 мм в диаметре. Гидрат синтезирован при добавлении HSO. Образцы с HSO сохраняются дольше и удерживают больше метана даже после продолжительных сроков хранения (268,15 К, 15 дней) [31]. Технология пеллетирования газовых гидратов демонстрирует значительный потенциал для повышения эффективности транспортировки газа в гидратном состоянии благодаря высокой газоемкости (170–180 об./об.) и плотной структуре пеллет (0,8–0,92 кг/м3), превосходящих аналогичные характеристики порошковых гидратов. Проводятся исследования по установлению наиболее оптимальной формы пеллет, эффективных методов заполнения ими транспортировочных емкостей, повышению их газоемкости, плотности, стабильности. Однако внедрение данной технологии в промышленность сдерживается необходимостью увеличения производительности оборудования – поточное производство большого количества пеллет за короткий промежуток времени с минимальными потерями газа. Дальнейшие исследования и разработки направлены именно на преодоление этих технологических вызовов.

Экономические перспективы и вызовы

В разные годы выполнены экономические оценки рентабельности технологических решений по транспортировке газогидратов. Так, анализ, выполненный специалистами из Норвежского университета естественных наук [32], показал, что производство сухой газогидратной массы (1 т в сут.) требует капитальных вложений около 2 млн долл. США (по курсу 2002 г.). Учитывая, что транспортные суда для гидратных технологий стоят примерно на 25% дешевле, чем аналогичный флот для СПГ, технология выглядит весьма перспективной. Для оценки экономической выгоды представлены расчетные затраты на транспортировку газа на расстояние 3500 морских миль (примерно 6500 км): СПГ – стоимость транспортировки составит около 2,5 долл. за 1 млн БТЕ (около 2,4 долл. за ГДж); ГПГ – транспортировка обойдется примерно в 1,9 долл. за 1 млн БТЕ (около 1,8 долл. за ГДж). Такие различия обусловлены тем, что газогидраты не требуют значительного охлаждения и высоких давлений. Кроме того, транспортировка сланцевого газа в виде гидратов позволяет снизить затраты на 30–40% по сравнению с традиционными методами добычи нефти и газа. Для реализации газогидратной технологии требуется достичь производства сухого гидрата до 2 т в сут.
Еще один из интересных примеров – иранский проект транспортировки газа в гидратном состоянии, реализованный в регионе Ардебиль. Согласно опубликованному отчету [33], энергетические показатели данного проекта (по курсу в 2014 г.): мощность завода по производству гидратов – 2,6 млн м3 гидрата ежегодно; амортизационные расходы на заводе – 0,08 долл. за м3 газа; общая продуктивная стоимость газа для потребителей – от 4,8 до 7,3 долл. за миллион британских тепловых единиц (БТЕ), в зависимости от цены газа на источнике (0,5–3 долл. за миллион БТЕ). Рассмотрены несколько сценариев транспортировки газа в виде гидратов:

1. Автомобильный и железнодорожный транспорт (до 100 км). Грузоподъёмность автомобиля: 70 м3 гидрата; покупка автопарка: 50 грузовиков общей стоимостью 10 млн долл.; продуктивная стоимость газа: от 2 до 4,5 долл. за миллион БТЕ; железнодорожный подвижной состав: 109 вагонов общей стоимостью 13 млн долл.; продуктивная стоимость газа: от 1,8 до 4,3 долл. за миллион БТЕ.
2. Морской транспорт (экспорт в Китай). Транспортировка гидратов: выполняется арендованными кораблями (суточная аренда – 73 тыс. долл.); время рейса: 40 дней в оба конца; пропускная способность каждого корабля: 2,25 млн м3 гидрата в год; продуктивная стоимость газа: от 3,5 до 6 долл. за миллион БТЕ.
   Бюджетный вариант транспортировки газа – использование автомобильного и железнодорожного транспорта, с продуктом стоимостью от 1,8 до 4,5 долл. за миллион БТЕ. Морской транспорт в Китай обходится дороже – от 3,5 до 6 долларов за миллион БТЕ, что вызвано высокими начальными инвестициями и длительным сроком рейса. Самым весомым элементом затрат при развитии инфраструктуры газогидратной транспортировки являются расходы на установку основного оборудования, электроэнергию и строительные работы [69]. Установочные расходы формируются следующим образом (курс за 2009 г.): основное оборудование: 11 658 006 долл.; инженерные работы: 1 000 000 долл. Суммарные капитальные затраты зависят от планируемых объёмов производства. Например, для производства 2,6 млн м³ гидратов в год потребуется около 116,5 млн долл. (курс за 2005 г.). Эти затраты определяют большую часть общего бюджета проекта, что необходимо учитывать при принятии решений о внедрении технологии газогидратов. В отчете [34] выделены два базовых сценария использования газогидратов. Первый – внутреннее потребление (например, в городе Ардебиле, где местный завод будет производить около 2,6 млн м³ газогидратов в год). Цена газа для конечного потребителя при этом варианте колеблется от 4,8 до 7,3 долл. за миллион БТЕ. Второй – международный экспорт (например, в Китай). В этом случае используется морской транспорт, стоимость фрахта которого достигает примерно 31 481 250 долл. в год. Этот сценарий подходит для стран, которым сложно построить магистральные газопроводы или использовать другие методы транспортировки.
   Газогидратная транспортировка экономически оправдана при небольших объёмах и умеренных протяженностях перевозок. Она позволяет значительно сэкономить на строительстве инфраструктуры и снизить операционные расходы, особенно в регионах с суровыми погодными условиями или плохой дорожной сетью. Критическим фактором, определяющим экономическую целесообразность газогидратной транспортировки, является цена природного газа и логистические расходы. Чем ближе конечный пункт и меньше объём транспортировки, тем более привлекательным становится использование газогидратов. Согласно исследованию [35], газогидратная технология обладает заметными экономическими преимуществами по сравнению с традиционными методами транспортировки газа при соблюдении некоторых условий. Так, при расстоянии транспортировки 2600 морских миль (около 4800 км) газогидраты на 14% дешевле, чем сжиженный природный газ, и на 20% дешевле, чем компримированный природный газ. Эффективность технологии ГПГ зависит от масштабов производства. Например, при производстве от 1 до 3 млн т газа в год (соответствует запасам от 0,5 до 3 трлн кубических футов газа) газогидраты сохраняют своё конкурентное преимущество. Для реализации этой технологии необходимо наращивать объемы производства гидратов. Предполагается, что производственные мощности должны составлять минимум 2 т сухого гидрата в день, что создаст основу для масштабного коммерческого применения.

Заключение

Ключевые достоинства гидратной технологии: мягкие условия по давлению и температуре, безопасность, низкая стоимость, доступность, что особенно актуально для районов с суровыми климатическими условиями и слабой инфраструктурной базой. Наиболее благоприятными климатическими условиями для транспортировки газа в гидратном состоянии обладают Арктический регион (Ямал, Ненецкий автономный округ, Ханты-­Мансийский автономный округ) и Восточная Сибирь (Республика Саха, Красноярский край и Иркутская область). Ускорившееся развитие по спирали газогидратных методик позволит в ближайшей перспективе запускать не только пилотные испытания, но и опытную эксплуатацию объектов, в первую очередь в регионах с благоприятными для гидратов климатическими условиями.

Исследования авторского коллектива проводятся при поддержке программы Национального исследовательского Томского политехнического университета (Приоритет‑2030-ЭЭЗ‑048-198-2025).

Сообщение Экономические аспекты транспортировки газа в гидратном состоянии появились сначала на Энергетическая политика.

Алексей КОНОНОВ
Главный инженер – первый заместитель генерального директора ООО «Газпром добыча Ноябрьск», к. т. н.
Е-mail: kononov@noyabrsk-­dobycha.gazprom.ru

Андрей КОВАЛЕВ
Заместитель генерального директора по перспективному развитию ООО «Газпром добыча Ноябрьск», к. т. н.

Руслан ЖУКОВ
Начальник отдела перспективного развития, ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Богдан ЗУХАЙРИЕВ
Ведущий инженер отдела перспективного развития, ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Алексей ХОМА
Ведущий инженер отдела перспективного развития ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Современная нефтегазовая отрасль сталкивается с принципиально новыми вызовами, связанными с постепенным истощением традиционных месторождений. Особенно остро эта проблема проявляется в Ямало-­Ненецком автономном округе (ЯНАО) – ключевом газодобывающем регионе России, где многие из первых освоенных месторождений вступили в завершающую стадию разработки. Снижение пластового давления приводит к падению дебитов скважин, что делает традиционную схему транспортировки газа через единую систему газоснабжения экономически нецелесообразной.
Анализ динамики разработки крупнейших месторождений ЯНАО показывает устойчивую тенденцию к снижению добычи.

По данным отраслевых отчетов, средний годовой темп падения добычи на зрелых месторождениях составляет 3–5%, а в отдельных случаях достигает 7–8%. Это приводит к следующим проблемам:
увеличение доли затрат на поддержание добычи (до 40–50% от общей себестоимости);
рост энергозатрат на компримирование газа;
снижение рентабельности транспортировки.
Итоговым этапом жизненного цикла месторождения в классическом сценарии является ликвидация его инфраструктуры. Процесс ликвидации месторождений требует значительных капиталовложений. По предварительным оценкам, затраты включают:
консервацию скважин (25–30% от общей суммы);
демонтаж технологического оборудования (35–40%);
рекультивацию земель (20–25%);
экологический мониторинг (10–15%).

Для среднего месторождения эти затраты могут достигать миллиардов руб­лей, что создает существенную финансовую нагрузку на компании.
В этих условиях особую актуальность приобретает поиск альтернативных решений, позволяющих продлить экономически эффективную эксплуатацию инфраструктуры месторождений. Одним из наиболее перспективных направлений представляется использование низконапорного газа для энергоснабжения центров обработки данных (ЦОД), что открывает новые возможности для диверсификации деятельности газодобывающих компаний.
Центр обработки данных (ЦОД) – это специализированная инфраструктура, предназначенная для размещения, управления и обеспечения бесперебойной работы серверного, сетевого и хранилищного оборудования. ЦОД – это «цифровая электростанция», без которой невозможна современная экономика. Она хранит данные, обеспечивает работу интернета и сложных вычислений, делая технологии доступными для пользователей.
Основные задачи, которые решают ЦОДы, это хранение и обработка больших массивов данных, обеспечение работы интернет-­сервисов и искусственного интеллекта, обеспечение вычислительных мощностей, а также безопасность и резервирование данных. Основные секторы, в которых широко применяются ЦОДы, это банковский сектор, госструктуры, IT-компании, телеком, медицина, промышленность.
Современные ЦОДы потребляют 1–2% мировой электроэнергии, при этом их углеродный след продолжает расти. Опираясь на текущие мировые тренды в финансовом, техническом и IT-секторах, можно с высокой степенью вероятности прогнозировать рост потребности в услугах ЦОДов как для нужд компаний и частных лиц, так и государственных структур. Возрастающие объемы потребления услуг ЦОДов повлекут за собой необходимость расширения имеющихся мощностей и рост потребности в энергоресурсах для обеспечения электроэнергией.
Ввиду растущей потребности в свободных мощностях для организации ЦОДов, альтернативным вариантом ликвидации месторождения выступает решение по вовлечению в эксплуатацию низконапорного газа для нужд конечного потребителя на действующей площадке установки комплексной либо первичной подготовки газа с целью создания и эксплуатации ЦОДа.
Ключевыми преимуществами размещения ЦОДов на газовых месторождениях являются возможность использования существующей инфраструктуры месторождения (здания, энергосети, транспортная логистика), низкая стоимость энергии (генерация на месте снижает зависимость от внешних поставщиков), гибкость масштабирования (контейнерные ЦОДы возможно быстро развернуть и адаптировать под задачи), снижение углеродного следа (утилизация попутного газа вместо его сжигания).
Использование природного газа для энергоснабжения дата-центров позволяет снизить эксплуатационные расходы на 30–50% по сравнению с централизованными электрическими сетями, обеспечить высокую автономность энергоснабжения.
Использование низконапорного газа для энергоснабжения ЦОДов базируется на следующих принципах:
применение газопоршневых электростанций, адаптированных к работе с низким давлением газа;
создание локальных энергетических комплексов с КПД до 45–48%;
использование когенерационных установок для повышения общей эффективности.
Реализация данной концепции обеспечивает следующие преимущества:
В экономической части: снижение затрат на ликвидацию инфраструктуры месторождения на 60–70%; дополнительный доход от цифровых сервисов; оптимизация налоговой нагрузки за счет диверсификации деятельности; инвестиционная привлекательность (Bitcoin вырос на 12 263% за 10 лет).
В технической сфере: полное использование существующей инфраструктуры; минимизация потерь при транспортировке энергии; возможность постепенного масштабирования мощностей.
В экологическом секторе: снижение выбросов за счет утилизации попутного газа; уменьшение углеродного следа; соответствие принципам ESG-трансформации.
Использование низконапорного газа для питания ЦОДов – это устойчивое решение для продления срока эксплуатации газовых месторождений. Оно позволяет:
сократить затраты на ликвидацию инфраструктуры;
создать новый источник дохода за счет цифровых технологий;
оптимизировать энергобаланс страны.
Предлагаемое решение представляет собой уникальную возможность трансформации традиционных газодобывающих активов в современные цифровые комплексы. Это позволяет:
сохранить рабочие места в регионах;
диверсифицировать доходы компаний;
повысить капитализацию активов;
обеспечить плавный переход к экономике знаний.
Реализация подобных проектов требует комплексного подхода, включающего технологические инновации, изменения в регулировании и трансформацию бизнес-­моделей. Однако потенциальные выгоды значительно превосходят затраты, делая это направление стратегически важным для развития нефтегазовой отрасли в новых экономических условиях.

Сообщение Использование низконапорного газа для создания ЦОД с целью продления срока эксплуатации газовых месторождений ЯНАО появились сначала на Энергетическая политика.

Сергей ТРОФИМЕНКО
Управляющий директор по рынкам газа и электроэнергии, «Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая Биржа»

Борис ЧЁРНЫЙ
Заместитель управляющего директора по рынкам газа и электроэнергии, «Санкт-Петербургская Международная Товарно-сырьевая Биржа»

В Санкт-­Петербургском государственном экономическом университете 15–16 мая этого года состоялась проводимая Санкт-­Петербургской биржей 2‑я ежегодная конференция «Перспективы развития внутреннего рынка газа в России», в которой приняли участие специалисты ПАО «Газпром», Минэнерго России, Московского государственного университета им. М. В. Ломоносова, представители профессионального и экспертного сообщества.
Подготовка к конференции выявила изменившийся за год спектр взглядов научного сообщества: многие ссылались на отсутствие значимых изменений на рынке за прошедший период, что могло привести к бесцельному повторению прошлогодних докладов. Отчасти из-за этого не удалось услышать выступления некоторых видных специалистов в области исследования рынка энергоносителей, в частности, ученых из ИМЭМО – авторов цикла статей о кризисах на рынках газа и электроэнергии в ЕС. Хотя, если и допустить отсутствие изменений за год, это фактически означает отсутствие продвижения, сохранение существующих проблем отечественного рынка газа, которые должны быть четче артикулированы, а меры для их решения – пересмотрены и усилены.
Объективности ради следует признать, что изменения на рынке были, и достаточно существенные. Можно начать с вступления в силу Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2050 г., утвержденной Распоряжением Правительства Российской Федерации от 12.04.2025 г. № 903‑р (далее – Энергостратегия‑2050), вокруг которой и сложилась основная теоретическая дискуссия. Выступивший на конференции представитель департамента 623 «Газпрома», занимавшегося разработкой и согласованием Энергостратегии‑2050, призвал участников повнимательнее ознакомиться с ее содержанием, поскольку в документе содержатся ответы на все поставленные на конференции вопросы.

Новации Энергостратегии‑2050

Аналитики, со своей стороны, оценили новации Энергостратегии‑2050 в части развития внутреннего рынка газа не так однозначно. Как известно, основным фактором повышения эффективности энергетики со середины 1990‑х гг. и до Энергостратегии‑2030 [1] было «формирование рациональной системы внутренних цен на энергоносители за счет их постепенной управляемой либерализации для стимулирования рачительного использования энергоносителей в экономике и населением», «совершенствование организационной структуры газовой отрасли в целях повышения экономических результатов ее деятельности и формирование либерализованного рынка газа»; ожидалось, что «на внутреннем рынке будет активно проводиться управляемая либерализация…, будет развиваться биржевая торговля природным газом, основанная на прозрачных и недискриминационных условиях доступа всех участников рынка к газотранспортной инфраструктуре». К 2030 г. виделось решение задачи «завершение либерализации внутренних рынков электроэнергии и газа».
Энергостратегия‑2035 была в этом отношении скромнее, больше соответствовала критике плановых документов последнего периода: «…в результате стратегия превращается в перечисление всевозможных общих намерений с нечетко выраженными и поэтому трудно контролируемым конечным результатом» [2], но и она ставила задачу «поэтапного перехода от регулирования оптовых цен на газ к рыночным механизмам ценообразования», отмечая как основную проблему отсутствие полноценного конкурентного внутреннего рынка газа. В комплексе ключевых мер, обеспечивающих решение задачи совершенствования внутреннего рынка газа, был обозначен поэтапный переход от регулирования оптовых цен на газ к рыночным механизмам ценообразования, что, однако, подтверждало преемственность предыдущих задач и целеполаганий по развитию рынка газа.
Напротив, главной задачей Энергостратегии‑2050 в сложившейся сложной международной обстановке, очевидно вынужденно, стала «проработка вопроса необходимости ускорения темпов роста и увеличения объемов экспорта газа». В русле этой «стратегии» и внутреннему рынку поручено «увеличение потребления газа», однако с оговоркой «обеспечения приоритета экономически обоснованного снабжения внутреннего рынка». Это видимое противоречие разрешается формулой «установление экономически обоснованных цен на газ».
Впервые в новейшей истории в Энергетической стратегии России не упомянута задача развития внутреннего рынка газа – важнейшего национального стратегического природного ресурса, единственного оставшегося в модели плановой экономики. А между тем переход цен на газ от регулируемых к рыночным был не отвлеченной отраслевой задачей, а тем ключом, который был призван распутать клубок накопившихся экономико-­социальных государственных проблем через повышение энергоэффективности российской экономики, что обеспечивало взаимосвязанное решение всего комплекса проблем:
– увеличение доли продажи продуктов переработки природного газа за рубеж;
– создание источников финансирования разработки сложных месторождений и обновления и расширения ГТС;
– развитие отечественного энергосберегающего машиностроения, систем интеллектуального учета газа;
– увеличения налогооблагаемой базы топливных отраслей за счет единого рыночного ценового фактора – что должно привести к выравниванию НДПИ.
– создание полноценной межтопливной конкуренции, сокращение доли газа в энергоснабжении за счет использования альтернативных источников энергии, в т. ч. угля. В этой связи необходимо отметить, что пока в нашей стране целая угольная отрасль становится нерентабельной [3], в США приняли закон о комплексных мерах для расширения использования угля [4]. Уголь по-прежнему остаётся крупнейшим источником электроэнергии в мире и вторым крупнейшим источником энергии с долей 25% в мировом энергобалансе [5].
Энергостратегия‑2050 по инерции упомянула задачу «эффективное и рациональное использование запасов природного газа», однако мер, способных привести к ее реализации, в документе не отражается. Выступающие не только отметили это отличие от предыдущей ценовой политики, но и обратили внимание на необходимость координации с другими государственными документами стратегического развития.
Так, федеральный проект «Развитие конкуренции» (срок реализации проекта с 01.01.2025 г. по 31.12.2030 г.) ставит задачу формирования прозрачных рыночных индикаторов природного газа в РФ. Эта работа должна сочетаться с положениями Энергостратегии‑2050 об «экономически обоснованной цене». Минэнерго России совместно с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти поручено разработать проект плана мероприятий по реализации Энергостратегии‑2050. В проекте данного плана задача по разработке моделей по определению экономически обоснованной цены на природный газ поручается ПАО «Газпром».

Чем можно обосновать «экономически обоснованные цены на газ»?

Возвращаясь к ценообразованию на рынке газа, как можно интерпретировать формулу «установление экономически обоснованных цен на газ»? Может ли «экономически обоснованная цена» отличаться от рыночной цены, которая могла бы формироваться на основе конкурентных аукционов или на биржевых торгах – то есть за счет механизма, рекомендуемого Президентом и Правительством РФ, по крайней мере, с 2017 г.? Или, наоборот, это означает переход к аналитически рассчитанному тарифу, как бы указывающему на отсутствие необходимости поиска рыночного значения?
Экономическая теория указывает, что равновесную цену в экономике сложно определять на основе затрат, особенно в отраслях, склонных к естественному монополизму. Дискуссия по этому поводу ведется давно, выработаны различные методики расчета тарифов для естественно-­монопольных видов деятельности – по моделям «затраты+» – как в газовой отрасли, или «регулируемой базы инвестированного капитала (RAB) – как в электроэнергетике, каждая из которых имеет свои недостатки. Еще в далеком 2009 г. Правительство РФ указало, что «действующая система государственного регулирования субъектов естественных монополий, в том числе посредством установления тарифов методами индексации и экономически обоснованных затрат, не стимулирует в должной мере субъекты естественных монополий сокращать операционные затраты, повышать эффективность инвестиций» [6]. Методика установления цен в газовой отрасли с тех пор не претерпела изменений, концепция «равнодоходных цен», задуманная как заменитель ценообразования внутреннего рынка, была признана неработоспособной, а перекосы в развитии газовой отрасли только усугубились [7].
Для разрешения указанного противоречия некоторыми докладчиками на конференции был предложен компромиссный термин «контролируемое дерегулирование», то есть административное выделение социально-­значимых категорий потребителей – домохозяйств, стратегически важных сфер, таких как оборона, или регионов, в которых невозможно пока организовать конкуренцию и для которых должно сохраняться государственное регулирование цен на газ. Но необходимо ли продолжение cost+ регулирования для секторов, где низкие цены на газ повышают рентабельность конечного продукта? Участники рынка и ученые сомневаются в этом.

Другие изменения на рынке

Возвращаясь к теме произошедших за год на рынке изменений, можно отметить следующее. Приказом ФАС России с 1 июля 2025 г. вилка регулируемых цен между исключающей и не исключающей группой будет устранена, что по сути означает отход от оперативных мер регулирования и возвращение к более стабильной парадигме. Должны быть применены и соответствующие налоговые решения в области НДПИ. Меры по повышению маржинальности продаж, усиливаемые как ПАО «Газпром», так и независимыми поставщиками, отразились и на биржевом рынке. Объем торгов в первом полугодии достиг максимума с 2020 г., в том числе за счет активизации использования балансировочных инструментов. В свою очередь, успех биржевой балансировки, обеспечивающей 100% исполнение договоров как в части оплаты, так и отбора газа, обеспечил уверенность Минэнерго России в необходимости включения в правила поставки газа балансировочной терминологии и разработки и утверждения правил коммерческой балансировки.
Все эти изменения, которые по-новому высветили старые проблемы, охватил доклад Константина Симонова – генерального директора Фонда национальной энергетической безопасности, заведующего кафедрой политологии Финансового университета при Правительстве Российской Федерации. Он обозначил следующие ключевые перекосы в развитии отечественного рынка газа:
– налоговый, закрепивший разные ставки НДПИ для «Газпрома» и независимых производителей, что составляло часть пакета «сдержек и противовесов», однако в последнее время конкурентная среда сильно изменилась и требуется принципиальный пересмотр этого подхода;
– транспортный, требующий определения справедливой цены транспортировки газа. «Газпром» указывает на десятилетнее «недоиндексирование» тарифа, а независимые производители так же успешно доказывают его завышенность. А поскольку цена транспорта достигает половины регулируемой цены в некоторых регионах, то неурегулированность ее величины оказывает негативное влияние на формирование единой цены газа;
– правовой, обязывающий «Газпром» обеспечивать бесперебойное газоснабжение потребителей независимо от их готовности соблюдать платежную дисциплину или дисциплину газоснабжения. Обратной стороной этой проблемы являются преимущества независимых поставщиков при контрактации с ключевыми платежеспособными потребителями;
– частным случаем предыдущего тезиса является проблема обеспечения пикового спроса потребителей, обеспечение исполнения которой требует координации комплекса процессов – от обеспечения гибкой добычи на месторождениях (расконсервации), формирования запасов газотранспортных мощностей и газохранилищ, до сложной системы учета и диспетчеризации ГТС.
И если первые три проблемы могут быть решены внесением изменений в нормативные документы, то последняя проблема «разрослась» в слишком сложном наборе сопутствующих обстоятельств, чтобы позволить аналитическими методами выявить все центры дополнительных расходов и создать нормативную схему для их компенсации.
Мировая практика предлагает один проверенный метод решения этой проблемы – систему коммерческой балансировки газа. Внедрение такой системы и в России заявлена в качестве цели в действующей дорожной карте развития конкуренции, частично внедрена на биржевом рынке, однако переход к этой модели на внебиржевом рынке в настоящее время вызывает множество вопросов у всех, включая регуляторов. Для прояснения технологических вопросов биржа в апреле этого года пригласила всех ключевых участников рынка изучить детали работы балансировочной схемы в специфических условиях турецкого рынка газа. В ходе экспертной дискуссии «Современные модели развития национальных газовых рынков: зарубежный опыт и возможности его применения на российском рынке газа» представители биржи рассказали об успешном опыте использования коммерческой балансировки газа на стамбульской энергетической бирже EPİAŞ в условиях работы внебиржевого рынка газа, во многом совпадающих с российскими.
Интересно отметить, что в начале 2000‑х гг. аналитики указывали, что одним из условий внедрения программы энерго- и газосбережения было предоставление возможности доступа к дополнительной транспортировке газа, к рынку газа для организации перепродажи сэкономленных объемов [8]. Возможность реализации этого (в форме биржевой коммерческой балансировки объемов газа) появилась только сегодня.

Особенности турецкой балансировки

Турецкий опыт балансировки показался нам, на первый взгляд, достаточно простым. Участникам рынка (потребителям и поставщикам газа) предоставляется доступ к биржевым инструментам со сроком поставки от недели и до суток, в которые происходит поставка газа. Целью этой торговли является превентивное (до закрытия баланса месяца) урегулирование возникающих небалансов. Например, покупатель может продать ожидаемую невыборку или приобрести перебор. При этом он в постоянном режиме информируется о нетто-­позиции по всем своим договорам. Имеется даже инструмент с таким сроком поставки, чтобы до 11 часов утра следующего дня компенсировать фактические отклонения вчерашних газовых суток. По итогам месяца газотранспортная организация сводит показания приборов учета и выявляет итоговые отклонения каждого участника, которые условно «покупаются» или «продаются» по рыночным ценам, скорректированным на штрафные коэффициенты. Это создает четкий стимул для участия в торгах, обеспечивает их ликвидность и «генерирует» рыночную цену.
Однако с правовой точки зрения такая конструкция требует не только четкой договорной «обвязки», но и закрепления в нормативных документах обязательства участников – по совершению биржевых операций, владельца ГТС – становиться контрагентом по балансировочным биржевым договорам, и право биржи – выставлять счета по соответствующему алгоритму и добиваться их оплаты через удержание залогов.
Пример Турции оказался полезен и с точки зрения модели госрегулирования: государственная газовая компания Botas устанавливает еженедельные/ежемесячные предельные цены для определенных групп потребителей. Это успешная гибридная модель, в которой регулирование и рыночная дисциплина – сосуществуют.

Новые правила работы рынка

С 2021 г. Минэнерго России развернуло работу по совершенствованию правил поставки газа. Структурные противоречия отрасли не позволяли все эти годы проекту вступить в силу, но с каждым годом его наполнение приближалось к рыночному идеалу. Включение в проект 1901 более четких требований к дисциплине газоснабжения заставило крупнейшую группу российских потребителей – электроэнергетиков, которые вносят наиболее существенную неравномерность в потребление газа, поднять вопрос о сохранении имеющихся преимуществ «гибкости» договоров поставки. В этом отношении ответ газовиков обоснован технологией транспортировки газа – превышение критических значений отбора газа в одной точке подключения не может быть в общем случае компенсировано невыборкой в другой, расчет отклонений должен осуществляться раздельно.
Доля газа в энергобалансе России, как известно, уникально высока. Поэтому предприятия электроэнергетики, как крупнейшие потребители, формируют характер отклонений от плана, дисциплины газоснабжения для всего рынка газа. И оптимизация издержек газовой отрасли, очевидно, должна строиться на повышении дисциплины всех категорий потребителей. Электроэнергетический сектор настороженно относится к этому, масштаб нештрафуемых отклонений достигает, по сообщениям представителей «Газпрома», 40–50 млрд м3 в год, и наведение элементарного порядка в этом вопросе может несколько ухудшить экономические показатели энергетиков, но добавит стимулов газовикам. Такой эффект может носить временный характер до изменения порядка работы с портфелем договоров.
Пример Турции демонстрирует, что модель коммерческой балансировки всех оптовых сегментов потребителей, включая в первую очередь электроэнергетиков, успешно работает, выступая в качестве начального этапа дерегулирования всего рынка газа.

Что предстоит сделать?

В настоящее время под руководством Минэнерго России ведется напряженная работа по согласованию положений правил коммерческой балансировки, вступление в силу которых намечено на 1 марта 2026 г. Вопросы, требующие решения, находятся в правовой и отчасти в технологической плоскости.
Во-первых, требуют окончательного согласования принципы и процедуры обобщенного учета отклонений и влияния на баланс заключаемых сделок по их урегулированию, то есть данных о переборах и невыборках по каждому участнику газоснабжения, учитываемых ООО «ОТП ТЭК» по биржевым договорам в посуточном режиме на ТТС, а также отклонений по внебиржевым договорам, учитываемым при сведении месячного баланса газа. Сложность решения этого вопроса также обусловлена тем, что в действующих моделях балансировки (включая турецкую), учет небалансов ведется раздельно по каждому участнику системы газоснабжения, то есть по его совокупному портфелю обязательств (договоров), а предлагаемая в ПП 1901 схема предлагает сохранившийся в правилах поставки газа с 1998 г. учет отклонений относительно каждого отдельного договора.
Во-вторых, требует урегулирования вопрос правового статуса переборов газа. В действующей биржевой модели балансировки отклонения (невыборка) находятся в периметре ранее заключенного, «первичного» договора поставки газа, от которого и отсчитываются отклонения. Однако такая модель плохо стыкуется с физикой перебора, поскольку чей‑то газ был из ГТС фактически отобран, а поставщик – сторона по «первичному» договору – в соответствующие сутки скорее всего сдала в ГТС только обычную суточную норму поставки. Получается, из ГТС был отобран газ владельца ГТС? На каком правовом основании?
Решением этого вопроса представляется модель коллективного договора между владельцем ГТС и всеми (балансируемыми) участниками газоснабжения, которая предполагает их согласие на то, что все подтвержденные факты перебора оформляются договорами поставки газа, цена по которым определяется как заранее согласованная функция от биржевого индекса. Требуется внесение в нормативные акты положения о том, что такие сделки могут заключаться с привязкой к дате выявления небаланса, а поставка ресурса газа по такой сделке будет считаться урегулированием возникшего в предыдущий период небаланса.
Следующей проблемой, вытекающей из предыдущей, является цена заключения балансирующего договора. Пожелание регулятора о включении сразу, на первом этапе реализации проекта, небалансов по договорам поставки газа, заключенным по регулируемой цене, ставит проблему совместимости региональных регулируемых цен, указанных в договорах, и цен на балансовых пунктах, по которым должна осуществляться балансировка. Расчеты, проведенные специалистами Департамента 134 «Газпрома» показывают, что из-за почти двукратной разницы значений регулируемых цен – от 4255 (ЯНАО) до 7924 (Дагестан), даже с учетом их корректировки на значения транспортных тарифов для «приведения» к балансовым пунктам, разница цен на балансовый пункт может достигать порядка 1 тыс. руб. за 1 тыс. м3, что открывает путь для ненужных спекуляций. Решением может являться создание 4–5 виртуальных балансовых зон с «административным» закреплением близких по ценам «нетбэков» регионов за каждой из них, либо разработка проекта торгов с представлением цен в виде коэффициентов к регулируемым ценам в регионе покупателя. Требуется согласование с регулятором этого вопроса.
Принципиальным вопросом является организация оперативного доступа к ГТС балансируемых, то есть продаваемых и покупаемых на торгах, объемов газа, особенно если они будут фиксироваться на точках входа и выхода из ГТС, а не на балансовом пункте, как это реализовано в биржевой схеме балансировки. Этот вопрос потребует внесения изменений в положение о предоставлении доступа к ГТС балансируемых объемов газа.
Это только основные вопросы, но очевидно, что запуск реальных операций потребует решения каких‑то новых, непредвиденных задач, как, например, суточный учет газа поставщиков, либо обеспечение доступа на балансовый пункт, не имеющий физической привязки к точке выхода потребителя. В этой связи представляется целесообразной организация пилотных балансировочных торгов, возможно по самой простой схеме – газ по внебиржевому договору продается на биржевом балансовом пункте. Запуск такой схемы потребует минимальных нормативных изменений, но зато предоставит удобный полигон для конструктивного поиска решений возникающих противоречий.
Участники конференции отметили важность таких встреч, профессиональных дискуссий с участием как представителей научного сообщества, так и отраслевиков-­практиков, а также аспирантов и студентов академических вузов, преподавателей, готовящих кадры для отраслей народного хозяйства.

Сообщение Об итогах конференции «Перспективы развития внутреннего рынка газа в России» появились сначала на Энергетическая политика.

Ольга ЕВСЕЕВА
Старший научный сотрудник, к. г. н., Центральный экономико-математический институт РАН
Е-mail: olakomka81@mail.ru

Введение

Более 80 лет Россия была ключевым игроком на европейском рынке природного газа. Российская доля в 30% в потреблении газа в Европе держалась десятилетиями. Для обслуживания этого рынка еще в СССР была построена система магистральных газопроводов из основных регионов добычи газа в России на экспортные рынки Европы. В результате это привело к созданию монопсонии на внутреннем рынке газа с выраженной транспортной и добывающей монополией «Газпрома».
Нехватка собственных запасов и доминирование российского газа в структуре импортируемых в Европу источников первичной энергии и сырья для химической промышленности стимулировали европейские страны к поиску альтернативных источников сырья, а также к формированию единых правил на внутреннем рынке газа стран Европейского союза.
Конфликт между Россией и Украиной, начавшийся в 2014 г. и вступивший в 2022 г. в острую фазу, показал, что есть уязвимость европейского рынка от импорта газа сначала из России, затем из США. В данной статье 2021 г. рассматривается как «докризисный», последующие годы характеризуются как «кризисные», и динамика изменений на газовых рынках рассматривается в сопоставлении с «докризисным» годом.
Данные по мировому производству и потреблению природного газа, представленные в статье, взяты из ежегодных статистических данных – Statistical Review of World Energy, публикуемых Energy Institute (бывшие отчеты ВР). Важно отметить, что Statistical Review публикует данные по производству природного газа, которые не включают газ, сжигаемый на факелах или утилизируемый повторно, а данные по потреблению природного газа не включают природный газ, преобразованный в жидкое топливо.
В этой связи статистика по России, представленная в Statistical Review, отличается (в меньшую сторону) от данных, публикуемых в российских источниках, где суммарная добыча газа в России определяется как сумма природного и попутного нефтяного газа. Кроме того, Energy Institute в своих обзорах относит газовый рынок Турции к общеевропейскому, что несколько нарушает данные по санкционному рынку Евросоюза.

Краткий обзор развития мировой газовой отрасли в 2021–2024 гг.

Россия обладает самыми крупными запасами природного газа в мире, на ее долю приходится более 20% от общемирового объема. Запасы Ирана составляют 17%, запасы Катара – 13%, на долю США и Туркменистана в мировых запасах природного газа приходится по 7% [1].
В тройку лидеров по добыче природного газа входят США, Россия и Иран. Они добывают почти половину (47%) мирового природного газа (таблица 1).

По добыче газа Россия занимает 2 место в мире, на ее долю приходится 15% мирового производства, на долю США – 25% [1].
Самые высокие в мире темпы наращивания добычи газа (по сравнению с 2021 г.) были в Китае, Канаде и США (таблица 1). За три прошедших года (2022, 2023 и 2024) практически все основные газодобывающие страны тоже наращивали добычу.
В России добыча газа за эти годы снизилась на 10%. Среди основных газодобывающих стран экспортным потенциалом обладают не все страны. Как видно из таблицы 2, наибольшим избытком газа и экспортным потенциалом обладает Россия. Следом идут Катар, США, Австралия, Норвегия.
Природный газ продолжает вытеснять нефть и нефтепродукты в различных секторах экономики, чему способствовали климатическая политика ряда стран и принятые в соответствии с ней нормативные ограничения. Потребление природного газа среди ископаемых видов топлива росло в 2024 г. быстрее всего. Рост по сравнению с предыдущим годом в абсолютном выражении, по данным [1], составил 112,7 млрд м3 или 2,7%.

Китайский рынок газа сегодня является одним из перспективных растущих рынков. Спрос на газ в Китае обусловлен прежде всего увеличением производства электроэнергии на газе и спроса на сжиженный газ (СПГ), как топлива для грузового транспорта [2].
Китай занимает 4 место по производству природного газа. Тем не менее за счет собственной добычи газа Китай покрывает около 57% общего объема газа, потребляемого в Китае.
Дефицит в собственном газе покрывается за счет экспорта и, прежде всего, за счет закупок СПГ. На СПГ приходится более 60% экспортных поставок газа в Китай, основным поставщиком СПГ является Австралия, на втором месте Катар, на третьем Россия, на четвертом – Малайзия, США до введения повышающих тарифов замыкали пятерку крупнейших поставщиков (таблица 3). Сейчас Китай отказался от закупок американского СПГ на фоне торговых вой­н.

Трубопроводный экспорт природного газа в Китай ранее обеспечивался в основном за счет туркменского газа. Но за три кризисных года поставки российского природного газа выросли в 3,5 раза, и доля России в 2024 г. уже составила 37%.
По совокупным поставкам газа (трубопроводного и СПГ) в Китай, Россия по результатам 2024 г. занимает 1 место.
Крупнейшим потребителем природного газа (таблица 4) и крупнейшим импортером (таблица 4) всегда являлась Европа. Собственная добыча природного газа на территории европейских стран в 2024 г. сократилась и составила 197,5 млрд м3 (из них: Норвегия – 113,2 млрд м3, Великобритания – 30,7 млрд м3, Нидерланды – 8,1 млрд м3), что составляло примерно 42% от потребления [1]. Остальные 58% потребления газа в этом регионе обеспечивались за счет импорта.

Конфликт России и Украины создал новые тренды на европейском рынке. Как видно из таблицы 3, за три кризисных года страны ЕС существенно сократили потребление природного газа благодаря повышению энергоэффективности и активизации перехода на возобновляемые источники энергии. Основной целью было сокращение зависимости от России как основного поставщика природного газа.
Динамика снижения потребления природного газа во всех европейских странах началась в 2022 г. Несмотря на то, что в 2024 г. потребление газа незначительно выросло, общее снижение за 3 года составило 18%, то есть почти 100 млрд м3. Франция, например, сократила потребление газа за эти годы на 26%.
В таблице 5 представлены изменения по структуре поставок и по поставщикам природного газа на европейский рынок, произошедшие за 3 кризисных года.

В связи с сокращением потребления природного газа Европа снизила за 3 года и его суммарный импорт (трубопроводный и СПГ) – на 23%. При этом доля трубопроводных поставок в страны ЕС сократилась на 42% в 2024 г. по сравнению с 2021 г. В целом по Европе (с учетом Турции) снижение составило 38%. В поставках на рынок ЕС и остальной Европы в 2024 г. выросла доля Норвегии. Ее доля в поставках трубопроводного газа в Европу составила 51%. (против 31% в 2021 г.). Доля Норвегии в поставках в страны ЕС составила 56%.
Трубопроводный экспорт из России в Европу сократился в 2024 г. по сравнению с 2021 г. почти на 70%, а в страны ЕС – на 80%. Доля России по поставкам трубопроводного газа в Европу (с учетом Турции) составила 22%, ее доля по поставкам в страны ЕС – 17%. В 2021 г. аналогичные поставки из России составляли 45 и 49% соответственно.
Поставки СПГ в Европу в 2024 г. выросли на 23%, в страны ЕС – на 28%. Выросли и поставки СПГ из России. Поставки СПГ из США выросли за три года почти в 2 раза. Доля США в поставках СПГ в Европу составила 45% в 2024 г.
Сегодня Россия занимает второе место после Норвегии по поставкам природного газа трубопроводом в европейские страны с учетом Турции, и третье место в страны ЕС после Норвегии и Алжира. По поставкам СПГ в европейские страны, а также страны ЕС, Россия занимает второе место после США.

Изменения, произошедшие в газовой отрасли России за три кризисных года

Снижение спроса на российский газ в Европе привело в 2022 г. к резкому сокращению добычи природного газа в России (таблица 6), в 2023 г. был зафиксирован самый низкий уровень добычи газа с 2016 г., когда было добыто 640,2 млрд м3.

Снижение добычи газа происходило прежде всего за счет резкого падения добычи «Газпромом» из-за вынужденного сокращения экспорта в Европу. В 2022 г. трубопроводный экспорт газа снизился на 45%, в 2023 г. продолжилось падение и добычи, и экспорта. В 2024 г. добыча газа в России выросла по сравнению с 2023 г., но была значительно ниже докризисного уровня (на 18% ниже, чем в 2021 г.).
Восстановление добычи газа после падения в течение двух лет связано в том числе с ростом потребления природного газа на внутреннем рынке – на 5% по сравнению с 2023 г. За кризисный период поставки по многим газопроводам, расположенным в европейской части России, были прекращены. Основным каналом поставки российского трубопроводного газа в Европу оставался транзит по газотранспортной системе (ГТС) Украины, который в мае 2022 г. был сокращен примерно на 60%. Но с 1 января 2025 г. транзитное соглашение на поставку российского газа через ГТС Украины окончательно прекратило действие.
Для поставки российского газа в европейском направлении остались два экспортных газопровода – «Турецкий поток», мощностью 31,5 млрд м3, и «Голубой поток», мощностью 16 млрд м3 в год. Восточное направление экспорта российского газа представляет газопровод «Сила Сибири», который предполагает поставку в Китай в объеме 38 млрд м3/год. Таким образом, действующие рабочие мощности газопроводов в России сократились до 85,5 млрд м3 /год.
Экспортные поставки в 2024 г. удалось нарастить прежде всего за счет прокачки по трубопроводу «Сила Сибири» (31,12 млрд м3), роста поставок в Среднюю Азию, в частности в Узбекистан, а также частичного восстановления поставок в страны ЕС и Молдавию [8].
Ситуация на рынке СПГ складывалась для России за эти годы относительно благоприятно. На фоне кризиса Россия продолжала наращивать экспорт СПГ по сравнению с 2021 докризисным годом (таблица 6). В 2024 г. основными европейскими странами, экспортирующими из России СПГ, были: Франция, Испания, Бельгия, Италия [9]. Как было сказано выше, Россия в 2024 г. вышла на 2 место после США по поставкам СПГ в Европу, ее доля увеличилась до 16%.
Если ориентироваться на данные [1], в Европу поставляется 50% российского СПГ. Вторая половина направляется в страны АТР – в Китай (он самый масштабный импортер), Японию, Южную Корею и Тайвань. По поставкам СПГ в мире Россия занимала в 2024 г. четвертое место после США, Катара Австралии [1].

Политические действия Евросоюза и США на газовом рынке

В связи с обострением в феврале 2022 г. конфликта между Украиной и Россией, со стороны ряда зарубежных стран было принято множество решений, закрепленных в документах, призванных обеспечить поэтапный отказ от российского газа.
Так, в марте 2022 г. Международное энергетическое агентство (МЭА) разработало и представило зарубежной общественности план по снижению зависимости ЕС от российского газа [11], а именно: отказ от новых контрактов с «Газпромом», замена поставок из России поставками из других источников, ввод обязательств по хранению газа, ускоренное развертывание установок по использованию солнечной и ветровой энергии и других.
Еврокомиссия в 2022 г. утвердила план REPowerEU, направленный на повышение стратегической устойчивости Европы и призванный стать общей программой ЕС по обеспечению независимости от российского газа до 2030 г. [12].
В рамках этого документа был предложен комплекс мероприятий, нацеленных на повышение энергоэффективности и сокращение спроса на природный газ на 15%, развитие альтернативных источников энергии, диверсификацию маршрутов поставок, а именно на наращивание импорта трубопроводного газа и СПГ нероссийского происхождения.
В соответствии с планом было намечено увеличить показатель выработки энергии в странах ЕС из возобновляемых источников до 45% к 2030 г. План предполагал запрет заключения новых газовых контрактов с «Газпромом», а также законодательное закрепление обязательного заполнения подземных газовых хранилищ (ПГХ) в Европе к началу отопительного сезона минимум на 90%.
В соответствии с инициативой REPowerEU в апреле 2022 г. была запущена Энергетическая платформа ЕС [13]. Задачей платформы было объединение спроса на газ стран ЕС, координация использования инфраструктуры, привлечение инвестиций в строительство терминалов СПГ и газовых интерконнекторов, ведение переговоров с международными партнерами и подготовка к совместным закупкам газа.
Для внедрения агрегации спроса и поддержки более скоординированных закупок природного газа на европейском рынке в 2023 г. был запущен механизм AggregateEU, который усилил безопасность поставок и учет потребностей операторов рынка в ЕС.
В марте 2022 г. было принято совместное заявление Еврокомиссии и США об энергетической безопасности в Европе. В нем была определена цель – достичь независимости от российского газа к 2027 г.
Помимо мер, принятых для обеспечения своей энергетической независимости и безопасности, странами ЕС и США был предпринят ряд санкционных ограничений в адрес российской газовой отрасли.
Тем не менее, газовое эмбарго, в отличие от нефтяного, введено не было. Масштабное снижение трубопроводного экспорта, начиная с 2022 г., было вызвано обоюдными действиями сторон.
В июне 2024 г. в рамках 14‑го пакета санкций против России, принятого ЕС, были введены следующие ограничения в области газовой отрасли России [14]:
– ограничения по перевалке российского СПГ через территорию ЕС в третьи страны (эти меры не относились к импорту СПГ странами ЕС);
– запрет на новые инвестиции и поставки товаров, технологий и услуг для завершения проектов СПГ в России (этот запрет относился к основным строящимся проектам – «Арктик СПГ 2» и «Мурманский СПГ», но не распространялся на закупку и импорт СПГ с уже действующих российских терминалов);
– ограничения на импорт российского СПГ через терминалы, не подключенные к объединенной системе природного газа ЕС (эта мера не относилась к импорту российского СПГ через другие объекты в ЕС).
В январе 2025 г. США выпустили пакет антироссийских санкций, затронувший в числе прочих сектор российского СПГ [15]. США впервые внесли в санкционный список действующие СПГ-заводы в России: «Арктик СПГ 2», а также среднетоннажные СПГ-заводы, расположенные на северном побережье Финского залива. Дополнительно были введены санкции против танкеров-­газовозов, в том числе ледового класса.
Также были введены санкции против китайских и индийских компаний, подозреваемых в поддержке проекта «Арктик СПГ 2». В июне 2025 г. был представлен 18‑й пакет санкций ЕС, в который вошел запрет на эксплуатацию и использование газопроводов «Северные потоки». Кроме того, в июне 2025 г. Еврокомиссия представила дорожную карту, которая предполагает полную остановку газового импорта из России к 2027 г. [16].

Перспективы развития российской газовой отрасли в новых условиях

Принятые политические и законодательные решения ЕС говорят о том, что Россия может полностью лишиться доступа на европейский рынок газа. Несмотря на то, что в 2024 г. по сравнению с 2023 г. был намечен некоторый рост поставок российского газа в Европу, включая трубопроводный газ и СПГ, эта цифра в 2,5 раза ниже объема поставок в 2021 докризисном году (таблица 5).
С прекращением транзита через Украину возможности поставок трубопроводного газа на европейский рынок ограничиваются мощностями газопровода «Турецкий поток», которые не могут в полной мере компенсировать выбывающие поставки через территорию Украины. Кроме того, сегодня функционирование газовой отрасли России происходит в сложных условиях санкционного давления со стороны США и ЕС.
Актуальным для российской газовой отрасли и экономики страны в целом становится разработка планов и решений по размещению высвобождающихся объемов российского природного газа и поддержания экономического роста страны. Одним из основных направлений для развития российского экспорта рассматривается переориентация экспортных поставок природного газа (трубопроводного и СПГ) на азиатские рынки.
Сегодня «Газпром» продолжает увеличивать экспорт газа в Китай по газопроводу «Сила Сибири». В декабре 2024 г. газопровод вышел на проектную мощность – 38 млрд м3/год. «Газпром» и китайская госкомпания CNPC также подписали контракт по строительству проекта «Дальневосточный» по поставкам газа с месторождений сахалинского шельфа, который предположительно может выйти на полную мощность в 2027 г., тогда объем поставок газа в Китай может увеличиться на 10 млрд м3 [17].
На стадии обсуждения находится проект строительства газопровода «Сила Сибири‑2». Предполагаемая максимальная мощность этого газопровода 50 млрд м3/год. Однако некоторые специалисты отмечают, что такой спрос китайской стороной пока не гарантирован, поскольку Китай ориентирован на развитие своей ресурсной базы, в частности сланцевого газа, и диверсификацию поставок. Соответственно наращивание объемов поставок от одного поставщика Китай может счесть рискованным [18]. О наличии этих опасений свидетельствует то, что уже сегодня трубопроводный газ в Китай, помимо России, поставляют Туркменистан, Узбекистан, Казахстан и Мьянма [19].
В качестве компенсации выпавших европейских поставок трубопроводного газа в России рассматривается также наращивание поставок по газопроводу «Средняя Азия – Центр» в Узбекистан и Казахстан. Несмотря на то, что эти страны сами экспортируют газ в Китай, импорт российского газа, по мнению экспертов, может быть выгоден из-за разницы в цене [20].
В целом все рассматриваемые направления развития трубопроводного транспорта на Восток не компенсируют спад экспорта российского газа в европейском направлении. Сложившаяся ситуация в области трубопроводного экспорта создает предпосылки для дальнейшего развития сектора СПГ в России. Развитие производства СПГ позволит российским газоснабжающим компаниям не зависеть от какого‑то одного рынка сбыта.
В России сегодня работают три крупнотоннажных проекта по производству СПГ – «Сахалин‑2» («Газпром»), «Ямал СПГ» и первая очередь «Арктик СПГ 2» («НОВАТЭК»). Однако для всех строящихся российских СПГ-заводов наложены санкции на поставку оборудования. Санкции носят блокирующий характер в силу технологической монополии западных компаний и невозможности быстрого импортозамещения [21, 22].
В этой связи остро встает вопрос развития собственных технологий и собственного оборудования для крупнотоннажных заводов по производству СПГ. Правительством РФ принята федеральная программа «Прорыв на рынки СПГ», в соответствии с которой до 2030 г. планируется изготовить опытные образцы российского СПГ-оборудования. К тому же перед сектором СПГ возникает еще одна угроза – это грядущая конкуренция со стороны развивающихся СПГ-проектов США, Катара и других стран, нацеленных, прежде всего, на европейские рынки.
Таким образом, учитывая планы отказа ЕС от российского газа, экспорт СПГ сталкивается с теми же проблемами, что и поставки трубопроводного газа. Он также должен переориентироваться на Восток, прежде всего, на азиатские рынки. Однако решение данной задачи осложняется принятыми пакетами санкций, запрещающими транзит и перевалку российского СПГ через европейские порты в третьи страны.
Основной поток экспорта СПГ из России идет с арктических проектов, а небольшая часть – с проектов на Балтике. Расстояние и стоимость фрахта до удаленных рынков вырастает многократно, снижается рентабельность, кроме того, необходимо наличие большого количества газовозов, в том числе арктического класса, которых из-за санкций также уже не хватает.
В настоящее время Россия только осваивает строительство газовозов арктического класса, необходимых для транспортировки СПГ [3]. Сегодня в России активно идет строительство средне- и малотоннажных проектов СПГ, рассчитанных на внутренний рынок. Потенциал роста потребления природного газа на внутреннем рынке связан с ростом газификации страны, развитием транспортных систем на газомоторном топливе и со строительством ряда крупных газоперерабатывающих производств.
В связи с вышеописанными тенденциями, складывающимися на мировом рынке, в сентябре 2024 г. Минэкономразвития России подготовило Прогноз социально-­экономического развития Российской Федерации на 2025 г. и на плановый период 2026 и 2027 гг. (далее – прогноз) [23].
Развитие экономики России и ее отдельных отраслей спрогнозировано, исходя из двух сценариев – базового, созвучного современным реалиям, и консервативного, в котором заложено более сильное замедление роста мировой экономики, а также усиление санкционного давления.
В 2025 г. и в последующих годах по базовому сценарию запланирован рост добычи природного газа от года к году – от 2 до 7%. Рост в таком же диапазоне прогнозируется и для трубопроводного экспорта (таблица 7).

При этом, в соответствии с прогнозом, объемы добычи и объемы трубопроводного экспорта в 2027 г. не достигнут уровня 2021 докризисного года. Консервативный сценарий предполагает падение и добычи, и трубопроводного экспорта ежегодно к 2027 году. В то же время в обоих сценариях предусмотрена существенная динамика роста экспорта СПГ, в частности, в базовом сценарии более чем на 18%.
Еще один важный документ, в котором намечено развитие газовой отрасли России – это «Энергетическая стратегия России до 2050 г.» (далее – энергостратегия), разработанная Минэнерго России и утвержденная Распоряжением Правительства от 12 апреля 2025 г. № 908‑р [25].
С учетом «разрыва устоявшихся цепочек поставок и изменений глобальной логистики» в энергостратегии намечены основные направления дальнейшего развития газовой отрасли, в частности, переориентация поставок на Восток, развитие сектора СПГ и рост потребления газа на внутреннем рынке.
Среди разработанных сценариев приоритетным для развития отрасли и для формирования прогнозных оценок выбран целевой сценарий развития. Он предусматривает «оптимальное соотношение обеспечения внутреннего рынка и эффективной реализации экспортного потенциала, достижения технологического суверенитета».
Период реализации стратегии разделен на III этапа: до 2030 г., до 2036 г. и до 2050 г. Предполагается, что оценочные данные для II и III этапов будут уточняться после реализации первого этапа.
В соответствии с целевым сценарием энергостратегия предполагает рост добычи газа в 2030 г. на 25% по сравнению с 2024 г., а уровень добычи докризисного года будет превышен на 12%. На 27% заложен рост трубопроводного экспорта по сравнению с 2024 г., однако уровень 2021 г. не будет достигнут. Экспорт СПГ должен вырасти уже к 2030 г. более чем в 3 раза.
При условии достижения данного уровня к 2030 г. далее динамика роста будет продолжаться и к 2050 г.
В соответствии с энергостратегией предполагается увеличение мощностей экспортных газопроводов в страны Дальнего Востока и Азиатско-­Тихоокеанского региона до 98 млрд м3 уже к 2030 г. Предполагается, что к 2030 г. будут задействованы все три газопроводных проекта: «Сила Сибири» (38 млрд м3), «Дальневосточный» (10 млрд м3) и «Сила Сибири 2» (50 млрд м3). В энергостратегии поставлены задачи по повышению уровня газификации страны до 82,9% в 2030 г., 84% в 2036 г. и 86,2% в 2050 г.
Рост объема потребления природного газа в качестве моторного топлива должен повыситься в диапазоне в 3–4 раза уже к 2030 г., а к 2050 г. – вырасти более чем в 10 раз. Анализ перспектив развития газовой отрасли, представленных в вышеупомянутых документах, показывает, что темпы роста этих показателей существенно отличаются. Так, согласно прогнозу Минэкономразвития, к 2027 г. добыча газа не достигнет уровня 2021 г. (таблица 7), а согласно энергостратегии добыча уже к 2030 г. должна превысить уровень докризисного года на 12% (таблица 8). Это объясняется, скорее всего, тем, что, во‑первых, прогноз и энергостратегия разработаны разными ведомствами, а во‑вторых, тем, что в прогнозе представлены оценки развития отрасли, исходя из сегодняшних реалий, в то время как в энергостратегии намечены желаемые цели.

Тенденции на мировом газовом рынке и прогнозы его развития международными организациями

Одной из тенденций на мировых энергетических рынках, которая наблюдается все заметнее, стало снижение спроса на газ со стороны электроэнергетики. Об этом говорят, в частности, данные, опубликованные Международным энергетическим агентством (МЭА) в обзоре Global Energy Review 2025 [26].
В 2024 г. возобновляемые источники энергии обеспечили наибольшую долю роста мирового предложения энергии (38%), за ними следуют природный газ (28%), уголь (15%), нефть (11%) и атомная энергетика (8%). По данным МЭА, в 2024 г. ВИЭ и атомная энергетика впервые обеспечили 40% от общего объема мировой выработки электроэнергии. Основную роль в такой динамике сыграли европейские страны.
Тем не менее, рост потребления газа в мире продолжается, достигнув своего исторического максимума в 2024 г., прежде всего, за счет использования газа в коммунальном хозяйстве и транспортном секторе экономики. В своем регулярном обзоре газового рынка (Gas Market Report, Q1–2025) МЭА представило обновленный среднесрочный прогноз на 2025 г. [27]. Согласно прогнозу МЭА, общий рост производства и потребления газа в мире в 2025 г. продолжится и вырастет примерно на 2% (таблица 9).

Согласно Gas Market Report, потребление природного газа в 2025 г. больше других увеличат страны Азиатско-­Тихоокеанского региона. Лидером роста спроса на газ в 2025 г. будет Китай, который увеличит потребление на 7% (таблица 9), при этом ожидается, что Китай будет наращивать добычу газа из собственных месторождений. Китай также может стать мировым лидером по вводу мощностей по регазификации СПГ, второе место займет Индия, третье – Филиппины.
Основной прирост добычи газа в 2025 г. по прогнозу МЭА придется на Россию, где увеличение добычи газа будет поддерживаться как за счет внутреннего спроса, так и за счет экспорта в Китай и Центральную Азию. В то же время МЭА отмечает, что санкции США против российских экспортных терминалов СПГ могут привести к резкому сокращению объемов производства и падению экспорта СПГ из России примерно на 5%. Такой прогноз входит в противоречие с базовым сценарием Минэкономразвития России, в соответствии с которым экспорт СПГ вырастет в 2025 г. на 18%.

Как было сказано выше, с 2025 г. был остановлен транзит российского газа в Европу через территорию Украины, однако, по мнению Еврокомиссии, Европа сможет заместить эти объемы. В Европе сегодня достигнут высокий уровень интеграции и диверсификации газового рынка, где все страны-­участницы имеют доступ к импорту СПГ и трубопроводного газа по 4 альтернативным маршрутам: через Германию, Италию, Польшу и трансбалканский маршрут [28].
Компенсировать потерю трубопроводного российского газа в ЕС рассчитывают за счет роста объемов импорта СПГ. По прогнозу МЭА, импорт СПГ в Европу может вырасти на 16% в 2025 г. При этом ряд экспертов высказывает мнение, что при отказе от поставок как трубопроводного газа, так и СПГ из России, европейские страны могут попасть в зависимость от поставок американского СПГ, доля которого уже составляет более 46%. По этой причине европейские компании уклоняются от заключения долгосрочных контрактов на 10–15 лет на покупку американского СПГ [29].
В соответствии с Gas Market Report ожидается, что в 2025 г. произойдет сдвиг в динамике мирового рынка СПГ, поскольку все больше заводов по сжижению будут вводиться в эксплуатацию. Северная Америка станет вторым по величине регионом-­экспортером, опередив Ближний Восток и Азиатско-­Тихоокеанский регион, за счет ввода новых проектов СПГ в США, Канаде и Мексике. Ожидается, что экспорт СПГ из США вырастет на 14% (или почти на 17 млрд м3). В то же время некоторые специалисты отмечают, что расширение мощностей американских СПГ будет зависеть от «обеспечения стабильного спроса со стороны Китая» [30].
Катар является вторым по величине экспортером СПГ после США и продолжает программу наращивания экспортных мощностей. Предположительно новые катарские проекты вступят в силу с 2026 г. А к 2030 г. будет достигнуто увеличение экспорта СПГ на 85%. Недавно Катар подписал долгосрочное соглашение на поставку СПГ в страны Европы, такие как Италия, Франция, Нидерланды, а также с Китаем.
Долгосрочный прогноз развития мировых газовых рынков содержится в обзоре – World Energy Outlook 2024 (WEO‑2024), который был представлен МЭА осенью 2024 г. [31]. В соответствии с прогнозом WEO‑2024, спрос на электроэнергию в мире будет расти, при этом в качестве новых фигурантов спроса начинают выступать центры обработки данных для систем искусственного интеллекта.
В связи с ожидаемым ростом спроса на электроэнергию, МЭА повысило прогнозный уровень спроса на газ в мире к 2050 г. Прогноз учитывает более высокий ожидаемый спрос на газ в Китае, а также дополнительный спрос на Ближнем Востоке в результате отказа от использования мазута в производстве электроэнергии. В соответствии с базовым сценарием WEO‑2024, несмотря на развитие возобновляемой энергетики, органическое топливо в 2050 г. будет обеспечивать более половины (58%) всего объема производства энергии в мире, при этом доля газа в мировом энергобалансе составит 21%. Пик добычи и спроса на газ, согласно базовому сценарию, придется на 2035 г. и составит 4492 млрд м3. В соответствии с другими сценариями, пик придется на 2030 г.
По прогнозу WEO‑2024 США сохранят свои позиции крупнейшей в мире страны-­производителя природного газа вплоть до 2050 г. Доля Ближнего Востока как поставщика во главе с Катаром, Саудовской Аравией и Ираном составит 30% в 2050 г. Добыча газа в России, по мнению МЭА, не сможет существенно восстановиться в долгосрочной перспективе. В 2035 г. по прогнозу WEO‑2024 добыча газа в России будет на 20% ниже уровня докризисного года. Крупнейшим растущим рынком для импорта газа будет оставаться Китай. Индия будет являться вторым по величине источником увеличения спроса. Спрос на природный газ в ЕС упадет к 2035 г., и будет на треть ниже уровня докризисного года. Спрос на СПГ будет расти. Ожидается, что в 2035 г. на долю США и Катара, которые будут доминировать в поставках, в совокупности придется около 50% мировой торговли СПГ.
России, по мнению МЭА, не удастся компенсировать потери объемов экспорта газа в Европу. Учитывая достаточный объем предложения в Китае для удовлетворения спроса, МЭА высказывает предположение, что трубопровод «Сила Сибири‑2» не будет запущен в эксплуатацию. В результате российский экспорт в Китай достигнет максимального уровня в 60 млрд м3 в период до 2050 г. Поскольку санкции усугубляют трудности с увеличением мощностей по экспорту СПГ, производство сжиженного газа в России, по мнению МЭА, достигнет пика в 50 млрд м3 в 2030 г., что намного ниже целевого уровня, намеченного в Энергетической стратегии России до 2050 г. (таблица 8).

Выводы

Общий спрос на природный газ в мире, несмотря на ожидания, связанные с ускоренным ростом атомной энергетики и использованием ВИЭ, продолжает расти. За три кризисных года потребление газа выросло на 3%, достигнув исторического максимума в 2024 г.
Среди растущих рынков выделяется рынок Азиатско-­Тихоокеанского региона, и прежде всего рынок Китая. Потребление газа в Китае выросло за три истекших года на 14%. По всем прогнозам рост потребления газа в Китае продолжится. В то же время в связи с принятыми решениями по сокращению зависимости от российских поставок, потребление природного газа в европейских странах с момента кризиса снизилось на 18%. Мировые тенденции торговли природным газом показывают уверенную переориентацию с трубопроводных поставок на поставки СПГ. Так, в 2024 г. доля экспорта СПГ на рынок Китая составила 60%, а на европейский рынок – на 54%.
Россия с ее большими запасами природного газа, несмотря на санкции, сокращение добычи и экспорта в течение трех кризисных лет, по результатам 2024 г. занимает 1 место по экспорту природного газа на рынок Китая. На европейском рынке Россия занимает сегодня по совокупным поставкам природного газа трубопроводным транспортом и СПГ второе место после Норвегии.
В связи с решением стран ЕС отказаться в ближайшем будущем от российского газа, основными перспективами развития газовой отрасли России должны стать переориентация экспортных поставок трубопроводного газа на Восток, рост производства СПГ с его поставками как на европейский, так и на азиатский рынки газа, рост поставок на внутренний рынок, развитие технологий переработки газа. Высвобождение экспортных объемов природного газа и перенаправление их на внутренний рынок принесет несомненный вклад в развитие и повышение газификации нашей страны. Стратегической целью газовой отрасли России должно стать развитие газохимии.
Российский рынок газа имеет большой потенциал роста, и в случае завершения конфликта с Украиной можно рассчитывать на частичное восстановление экспортных поставок газа на рынок ЕС. Учитывая транспортное плечо, поставки российского природного газа на европейский рынок, безусловно, являются более рентабельными, в отличие от поставок в восточном направлении.
Поставки российского СПГ будут более конкурентоспособны для европейского рынка по сравнению с трубопроводными поставками, которые для потребителей представляют угрозу зависимости на монопольно-­монопсоническом рынке.

Сообщение Влияние геополитического кризиса на мировой газовый рынок и перспективы развития российской газовой отрасли появились сначала на Энергетическая политика.

Дмитрий СОЛОВЬЕВ
Старший научный сотрудник, к. ф.-м. н.,
Институт океанологии им. П.П. Ширшова РАН
Е-mail: solovev@ocean.ru

Людмила НЕФЕДОВА
Старший научный сотрудник научно-исследовательской лаборатории возобновляемых источников энергии, к. г. н., географический факультет МГУ имени М.В. Ломоносова
Е-mail: nefludmila@mail.ru

Введение

В последние годы внимание к Северному морскому пути (СМП), как к альтернативному маршруту для международных грузоперевозок, существенно возросло [1]. Эта тенденция была во многом обусловлена инцидентом с контейнеровозом Ever Given, который в марте 2021 г. блокировал Суэцкий канал на шесть дней, вызвав значительные убытки мировой экономике [2]. В условиях глобализации и нестабильности морских транспортных путей поиск альтернативных маршрутов стал неотъемлемой частью стратегий крупных логистических операторов и правительств стран, зависящих от бесперебойных грузоперевозок. В этих условиях Севморпуть начал рассматриваться не только как маршрут для вывоза российских углеводородов, но и как потенциально конкурентоспособная альтернатива Суэцкому каналу [3].

Северный морской путь имеет ряд преимуществ, включая значительное сокращение длины маршрута между Восточной Азией и Европой [4]. В частности, для маршрута «Шанхай – Роттердам» расстояние по СМП примерно на 40% меньше, чем по Суэцкому каналу. Сокращение времени в пути не только снижает затраты на топливо, но и уменьшает операционные расходы судовладельцев. Китай, как один из крупнейших мировых грузоотправителей и основная движущая сила глобальной торговли, проявляет особый интерес к развитию Севморпути [5]. В последние годы китайские исследователи и компании активно анализируют перспективы маршрута, оценивая экономическую целесообразность его использования в долгосрочной перспективе [6].
Существенным вкладом в исследование эффективности СМП стал анализ группы ученых из Даляньского морского университета совместно с коллегами из Швеции и Великобритании [7], [8]. В их работе было проведено детальное сравнение маршрута по СМП и Суэцкому каналу с учетом таких факторов, как стоимость топлива, расходы на экипаж, затраты на ледокольное сопровождение и техническое обслуживание судов. Эти исследования показали, что в отдельных случаях прохождение маршрута по СМП может быть более выгодным по сравнению с Суэцким каналом, особенно в периоды с низкой ледовой нагрузкой, например, в сентябре.
Интерес Китая к Севморпути подкрепляется долгосрочными стратегическими планами страны по развитию глобальных логистических цепочек и диверсификации маршрутов поставок. Помимо экономической выгоды, данный маршрут также представляет стратегическую ценность для Китая в контексте усиления контроля над ключевыми международными транспортными путями. В связи с этим китайские судоходные компании, такие как COSCO Shipping, уже активно участвуют в перевозках по СМП, что подтверждает их заинтересованность в расширении присутствия в Арктическом регионе [9].
Целью данной статьи является анализ китайского проекта по развитию Севморпути как ключевого маршрута для транспортировки грузов между Китаем и ЕС. В статье рассматриваются экономические, экологические и технические аспекты использования маршрута, анализируются его преимущества и ограничения. Особое внимание уделяется стратегии Китая по укреплению своей роли в арктической транспортной системе, а также изучению условий, необходимых для успешной интеграции СМП в глобальные логистические цепочки.

Экономическая эффективность и конкурентоспособность маршрута Севморпути

Северный морской путь (СМП) представляет собой стратегически важную транспортную магистраль, которая может составить альтернативу традиционному маршруту через Суэцкий канал. Одним из ключевых факторов, определяющих конкурентоспособность Севморпути, является его экономическая эффективность по сравнению с существующими маршрутами. Для оценки конкурентоспособности маршрута учитываются такие параметры, как затраты на топливо, расходы на экипаж, затраты на ледокольное сопровождение и эксплуатационные расходы.
Основным аргументом в пользу использования Севморпути является значительное сокращение длины маршрута между портами Восточной Азии и Европы. Например, расстояние между Шанхаем и Роттердамом по Севморпути сокращается примерно на 40% по сравнению с маршрутом через Суэцкий канал [10]. Это сокращение позволяет уменьшить время в пути, расходы на топливо и эксплуатационные затраты.
Сравнение затрат на использование Севморпути и Суэцкого канала было проведено в исследовании [7], включающем следующие параметры: стоимость топлива, сборы за ледокольное сопровождение и оплату за проход через Суэцкий канал. Согласно данным исследования, затраты на топливо и экипаж для маршрута через Суэцкий канал составляют значительную часть общих расходов. При этом в летние месяцы затраты на прохождение Севморпути могут быть существенно ниже из-за отсутствия необходимости в ледокольной проводке [10]. Для наглядности представим сравнительную таблицу затрат на два маршрута [7].
Из таблицы 1 видно, что при благоприятных погодных условиях Севморпуть оказывается более экономичным маршрутом, чем Суэцкий канал, особенно в сентябре, когда ледовая обстановка позволяет обходиться без ледокольного сопровождения.
Одним из ключевых факторов, влияющих на конкурентоспособность Севморпути, является необходимость в ледокольной проводке (рис. 1). В июле при сложной ледовой обстановке на Севморпути используется ледокольное сопровождение, что увеличивает расходы на 163,3 тыс. долл. на рейс. Однако в сентябре, когда ледовая обстановка более благоприятная, маршрут можно проходить без сопровождения, что существенно снижает затраты.
Особое внимание уделяется строительству контейнеровозов ледового класса Arc7, которые способны самостоятельно проходить через лед толщиной до 1,7 м. Совместное российско-­китайское предприятие планирует строительство пяти таких судов, что позволит снизить зависимость от ледоколов [11]. Данная мера направлена на снижение затрат на транзит и увеличение гибкости логистических операций по Севморпути.
Севморпуть позволяет значительно снизить затраты на топливо, особенно при использовании судов, оптимизированных для работы в арктических условиях. Согласно расчетам, стоимость топлива для прохождения маршрута через Севморпуть в июле составляет около 237,6 тыс. долл., что почти на 100 тыс. долл. меньше, чем при прохождении через Суэцкий канал [10]. Этот эффект объясняется сокращением длины маршрута и возможностью использования более эффективных судов [12].
Операционные расходы включают в себя оплату экипажа, техническое обслуживание судов и амортизацию оборудования. При прохождении через Севморпуть зарплата экипажа увеличивается на 10% из-за работы в экстремальных климатических условиях, что добавляет дополнительные расходы. Однако экономия на топливе и льготных условиях транзита через Севморпуть компенсирует эти затраты.
Объемы перевозок по Севморпути растут из года в год. В 2021 г. объем транзитных перевозок увеличился на 56% по сравнению с предыдущим годом [10]. Между портом Архангельск и портами Китая за 2024 г. выполнено 10 круговых рейсов по Северному морскому пути, что свидетельствует о росте интереса к маршруту со стороны китайских логистических операторов [13]. Китайские компании активно участвуют в развитии маршрута, что способствует дальнейшему росту грузооборота.
Экономическая эффективность Севморпути очевидна (см. рис. 1), особенно в летний и осенний периоды, когда снижается необходимость в ледокольном сопровождении. Участие Китая в проекте позволяет улучшать логистическую инфраструктуру и снижать операционные затраты благодаря использованию судов ледового класса. Как показано на рис. 1, ключевыми факторами конкурентоспособности Севморпути являются сокращение длины маршрута, снижение затрат на топливо и участие стратегических партнеров, таких как Китай. Ограничения маршрута, такие как климатические риски и зависимость от ледокольного сопровождения, постепенно преодолеваются за счет строительства специализированных судов и развития портовой инфраструктуры.

Инфраструктурные проекты и участие Китая

В последние годы Россия и Китай активизировали совместные усилия по развитию инфраструктуры Северного морского пути, что обусловлено растущим интересом к данному маршруту в контексте диверсификации логистических цепочек и усиления транспортной безопасности [10]. Основное внимание уделяется строительству новых портов, расширению ледокольного флота и созданию контейнеровозов ледового класса, способных работать в экстремальных арктических условиях (рис. 2).

Одним из крупнейших инфраструктурных проектов является строительство глубоководного порта в Архангельске. В рамках этого проекта планируется создать терминал для обработки судов грузоподъемностью до 75 тыс. т. На первом этапе грузооборот порта оценочно составит 19,3 млн т в год с перспективой увеличения до 40 млн т в год. Новый порт позволит существенно увеличить объемы грузоперевозок по СМП, включая контейнерные перевозки, которые планируется увеличить до 20 тыс. контейнеров к 2025–2026 гг.
Для обеспечения непрерывного судоходства по Севморпути Китай и Россия планируют построить пять контейнеровозов ледового класса Arc7. Эти суда смогут работать во льдах толщиной до 1,7 м, что минимизирует потребность в ледокольной проводке. Проект реализуется совместно с китайской компанией NewNew Shipping Line. Данный проект не только укрепляет логистическую цепочку, но и повышает независимость маршрута от ледоколов, что существенно снижает затраты на транзит.
Кроме строительства нового порта в Архангельске, Россия и Китай работают над развитием существующих портов, таких как «Сабетта» и «Мурманск», а также созданием логистических хабов. Архангельск позиционируется как «северный Сингапур», что подчеркивает его значимость как логистического центра на Севморпути. Развитие логистических центров позволит обрабатывать больше грузов и улучшить координацию контейнерных перевозок из Китая в Европу.
Китай активно участвует в разработке и финансировании ключевых инфраструктурных проектов Севморпути. После визита председателя КНР Си Цзиньпина в Москву в 2023 г. стороны договорились создать совместный рабочий орган по развитию СМП [14]. Такое партнерство позволяет ускорить реализацию инфраструктурных проектов и повысить конкурентоспособность маршрута.

Китайские компании активно участвуют в развитии контейнерного судоходства по Севморпути. В рамках совместных проектов планируется строительство пяти контейнеровозов ледового класса Arc7. Данные суда позволят значительно увеличить пропускную способность маршрута и снизить зависимость от сезонных ограничений. При этом уже в 2024 г. китайская компания Hainan Newnew Shipping (HYNS) планирует увеличить количество рейсов по СМП с 5 до 12, что говорит о росте объема перевозок.
Китайские компании, такие как COSCO Shipping и HYNS, участвуют в совместных проектах с российскими партнерами, включая строительство портов и судов. HYNS подписала соглашение о развитии экспортно-­импортных перевозок из Архангельска в китайские порты. Эти инвестиции способствуют интеграции Севморпути в международные логистические цепочки и укрепляют позиции Китая в Арктике.
Интерес Китая к Севморпути вызывает определенную обеспокоенность среди международного сообщества и экспертов [15]. Стратегическое участие Китая в развитии Севморпути может привести к созданию совместного контроля над маршрутом, что угрожает интересам России. Несмотря на это, Россия активно поддерживает участие Китая, поскольку это способствует ускорению реализации крупных инфраструктурных проектов и привлечению иностранного капитала.
Северный морской путь является важным элементом стратегии Китая по созданию альтернативных маршрутов доставки грузов в Европу. Однако усиление позиций Китая в Арктике вызывает опасения по поводу потери Россией контроля над ключевыми арктическими маршрутами. Некоторые эксперты утверждают, что совместные проекты с Китаем могут перерасти в «кондоминиум» над арктическим сектором, что в долгосрочной перспективе угрожает национальным интересам России [16].
Участие Китая в развитии Севморпути – это не только возможность диверсифицировать маршруты для доставки грузов в Европу, но и способ укрепить свои геополитические позиции в Арктике. Совместные проекты по строительству портов и судов, созданию контейнерных маршрутов и логистических хабов обеспечивают рост конкурентоспособности Севморпути и открывают новые перспективы для его использования в глобальных логистических цепочках.

Анализ объемов перевозок по СМП и прогнозы

Объемы грузоперевозок по Северному морскому пути демонстрируют устойчивый рост, что объясняется увеличением интереса со стороны Китая и России, а также улучшением логистической инфраструктуры и расширением судоходного флота ледового класса.
В последние годы транзитные перевозки по СМП увеличились более чем на 50%, что обусловлено диверсификацией маршрутов для доставки грузов из Китая в Европу [7]. В 2021 г. объем транзитных грузоперевозок по СМП составил около 2 млн т, что значительно превышает показатели 2020 г. [10]. Дальнейший рост перевозок объясняется вводом новых судов ледового класса и развитием портовой инфраструктуры.
Среди товаров, которые перевозятся из Китая в Россию и Европу через СМП, выделяются комплектующие для автомобилей, строительные материалы, текстиль, бытовая техника и электроника [11]. В свою очередь, из России в Китай экспортируются пиломатериалы, целлюлоза, полиэтилен и другие промышленные товары.
Прогнозы по росту объемов перевозок по СМП остаются положительными. Ожидается, что грузооборот в 2025 г. достигнет 80 млн т, а к 2030 г. – 130 млн т. Рост перевозок обеспечивается несколькими ключевыми факторами (рис. 3).

При этом также следует отметить, что важным направлением для увеличения объема перевозок являются контейнерные перевозки. Контейнеризация грузов позволяет увеличить объем перевозок и повысить гибкость логистических операций.
Северный морской путь становится неотъемлемой частью глобальной логистической системы, обеспечивая более короткий и экономически выгодный маршрут между Азией и Европой [15]. Совместные усилия России и Китая направлены на создание конкурентоспособной альтернативы Суэцкому каналу и усиление логистической безопасности обеих стран.

Экологическая устойчивость и климатические риски в развитии СМП

В последние годы вопросы экологической устойчивости и снижения климатических рисков являются ключевыми при оценке перспектив развития Северного морского пути [17], [18]. Сокращение ледового покрова и расширение навигационного сезона открывают новые возможности для увеличения объема перевозок. Однако усиление штормов и повышение рисков загрязнения среды требуют введения дополнительных мер по защите окружающей среды [19].
Основные меры по повышению устойчивости включают создание судов ледового класса с улучшенными экологическими характеристиками, мониторинг биоразнообразия и развитие системы прогнозирования ледовой обстановки. Важную роль играют международные стандарты, разрабатываемые IMO, а также совместные усилия Китая и России по мониторингу экологического воздействия и предотвращению разливов нефти.
В перспективе успешная реализация экологических мер позволит снизить воздействие на окружающую среду и укрепить конкурентоспособность Севморпути как стратегического транспортного коридора между Китаем и Европой.
Северный морской путь проходит через арктическую зону, которая является одной из самых уязвимых экосистем мира. Активизация судоходства по СМП, связанная с увеличением объемов перевозок и строительством новой логистической инфраструктуры, создает значительные экологические риски. В первую очередь это касается загрязнения окружающей среды, разрушения ледового покрова и воздействия на биоразнообразие региона [20]. Основные экологические угрозы показаны на рис. 4.

Наблюдаемое в последнее время усиление глобального потепления климата и таяние арктических льдов играют двой­ственную роль в развитии судоходства по СМП [21]. С одной стороны, уменьшение ледового покрова делает маршрут более доступным для круглогодичного судоходства. С другой стороны, потепление климата влечет за собой более частые и сильные штормы, что увеличивает риски для судов [16], [19].
Согласно прогнозам, представленным в [10], к 2030 г. навигационный сезон на СМП может увеличиться до 8–9 месяцев в году, что откроет новые возможности для круглогодичной навигации. Сокращение льда снижает затраты на ледокольное сопровождение, что повышает экономическую эффективность маршрута. Однако это также приводит к повышению трафика и увеличению нагрузки на экологическую систему Арктики.
Несмотря на сокращение ледового покрова, изменения климата приводят к более частым и мощным штормам, что может повлиять на безопасность судоходства. Шторма становятся сильнее и непредсказуемее, что затрудняет прогнозирование маршрутов и увеличивает риски для экипажей судов [22]. Это требует улучшения систем прогнозирования и раннего предупреждения о погодных условиях, а также разработки надежных процедур реагирования на ЧС. Потепление климата приводит к таянию вечной мерзлоты, что ставит под угрозу устойчивость портовой инфраструктуры [23]. Строительство глубоководного порта в Архангельске требует учета устойчивости грунта и воздействия изменения климата на строительные конструкции [24].
В связи с этим с целью снижения негативного воздействия на экологию и минимизации климатических рисков разрабатываются меры по повышению устойчивости судоходства по СМП (рис. 5).

Выводы

Северный морской путь имеет значительный потенциал для международной логистики, обеспечивая конкурентоспособную альтернативу Суэцкому каналу. Основное преимущество СМП заключается в сокращении маршрута между Восточной Азией и Европой на 40%, что позволяет уменьшить время в пути и снизить затраты на топливо и эксплуатационные расходы. Это делает маршрут экономически выгодным, особенно в летний и осенний периоды, когда ледовая обстановка позволяет обходиться без ледокольного сопровождения. Важную роль в этом процессе играют современные контейнеровозы ледового класса Arc7, которые снижают зависимость от ледоколов и повышают гибкость логистических операций.
Китай выступает ключевым партнером в развитии СМП. Участие китайских компаний, таких как Hainan Newnew Shipping (HYNS) и COSCO Shipping, способствует строительству новой логистической инфраструктуры, включая глубоководный порт в Архангельске и контейнеровозы ледового класса. Эти совместные проекты увеличивают объемы перевозок, снижают затраты и расширяют возможности для круглогодичной навигации. Инфраструктурное развитие СМП является основой устойчивого роста грузопотоков. Ключевые проекты включают строительство глубоководного порта в Архангельске, создание логистического центра в этом регионе и производство контейнеровозов ледового класса Arc7. Эти инициативы направлены на повышение пропускной способности маршрута и упрощение транзитных операций между Китаем и Европой.
Однако развитие СМП сопряжено с серьезными экологическими вызовами и рисками. Основными экологическими угрозами являются разливы нефти, загрязнение воды и воздействие на морских млекопитающих. Сокращение ледового покрова в результате изменения климата облегчает судоходство, но также приводит к увеличению частоты штормов и ухудшению навигационных условий. Ситуация усугубляется увеличением трафика судов и расширением портовой инфраструктуры. Для предотвращения этих рисков требуются международные стандарты экологической безопасности и внедрение судов с улучшенными экологическими характеристиками.
Развитие СМП сопровождается геополитическими рисками. Некоторые эксперты опасаются, что усиленное участие Китая в совместных проектах может привести к ослаблению контроля России над СМП. Совместные проекты по развитию судоходной и портовой инфраструктуры могут перерасти в «кондоминиум», то есть совместный контроль над арктическими маршрутами. В этой связи Россия должна усилить стратегическую защиту своих интересов и управлять распределением прав доступа к СМП, сохраняя контроль над инфраструктурой и логистическими узлами.
Для успешного развития СМП необходима реализация комплекса мер, направленных на модернизацию инфраструктуры, экологическую устойчивость и геополитическую безопасность. Важнейшим шагом является завершение строительства глубоководного порта в Архангельске, который позволит увеличить грузооборот до 40 млн т в год и обрабатывать крупные суда грузоподъемностью до 75 тыс. т. Также необходимо ускорить строительство контейнеровозов ледового класса Arc7, которые позволят минимизировать зависимость от ледоколов и снизить затраты на транзит. Эти суда смогут работать в сложных ледовых условиях, что позволит расширить навигационный сезон.
Одной из ключевых рекомендаций является разработка стратегии экологической устойчивости Арктической зоны России. Для этого необходимо внедрить международные стандарты по предотвращению разливов нефти и загрязнений водных экосистем. Важным шагом станет создание системы мониторинга состояния окружающей среды, которая позволит отслеживать изменения в экосистемах Арктики и обеспечивать их защиту. Также нужно наращивать инвестиции в «зеленые» технологии судоходства, включая судовые двигатели с низким уровнем выбросов CO2 и системы оптимизации маршрутов. В перспективе это обеспечит устойчивое развитие СМП и минимизацию негативного воздействия на окружающую среду.
Для защиты стратегических интересов России необходимо установить контроль над совместными проектами с Китаем. Участие России в проектировании и управлении контейнерными перевозками должно обеспечивать приоритетное положение страны в принятии стратегических решений. Также следует создать международный правовой режим для арктических вод, который будет защищать интересы России и других арктических стран от неконтролируемого доступа со стороны третьих государств. Важную роль в обеспечении безопасности СМП играет укрепление российского военного присутствия в арктическом регионе, что позволит контролировать стратегические транспортные коридоры и повысить безопасность судоходства.
Сотрудничество с Китаем и другими странами должно продолжаться, но при этом следует соблюдать баланс интересов. Развитие совместных проектов по строительству портов и судов с Китаем способствует увеличению объемов перевозок по СМП и привлечению международных инвестиций. Однако важно привлечь в эти проекты и другие дружественные страны, такие как Северная Корея, Вьетнам и Индия, что позволит диверсифицировать логистические маршруты и укрепить позиции России на глобальном рынке перевозок. Для этого необходимо интегрировать СМП в глобальные логистические цепочки, создавая международные хабы и упрощая таможенные процедуры.
В целях повышения устойчивости к климатическим рискам необходимо разрабатывать системы раннего предупреждения о штормах и ледовых условиях. Использование спутниковых технологий и прогнозирования ледовой обстановки позволит минимизировать риски для судов и их экипажей. Также необходимо учитывать влияние таяния вечной мерзлоты на инфраструктуру портов. Потепление климата может привести к деформации грунта, что ставит под угрозу стабильность портовых сооружений. В связи с этим необходимо пересмотреть технологии строительства и усилить мониторинг состояния инфраструктуры в зоне вечной мерзлоты.
Проведенное исследование показало, что Северный морской путь обладает значительным потенциалом для трансформации глобальных логистических цепочек. При этом Россия должна сохранять свою ведущую роль в управлении СМП и активно участвовать в международных переговорах по регулированию доступа к арктическим морским путям. Реализация этих мер позволит СМП стать ключевой логистической артерией между Китаем и Европой, повысив стратегическую значимость России в этом направлении международного сотрудничества.

Работа выполнена в рамках государственного задания Минобрнауки России для ИО РАН (тема № FMWE‑2024-0017).

Сообщение Северный морской путь: экономический потенциал, климатическая устойчивость и геополитическое партнерство России и Китая появились сначала на Энергетическая политика.

Алексей БЕЛОГОРЬЕВ
Директор по исследованиям Фонда
«Институт энергетики и финансов»
Е-mail: a_belogorev@fief.ru

Сжиженный природный газ (далее – СПГ) играет всё более значимую роль в международной торговле природным газом, определяя ее физическую и ценовую динамики. Для многих крупных газопотребляющих стран (все страны Южной и Восточной Азии, кроме КНР; многие страны Латинской Америки и Юго-­Восточной Азии) СПГ является безальтернативным источником импорта, что делает физическую и ценовую доступности сжиженного газа важным фактором динамики спроса на газ как на региональном, так и на мировом уровне.

Циклическая неравномерность

В 2024 г. рост международной торговли СПГ резко замедлился: до +1,1% г/г, по данным GIIGNL , по сравнению со среднегодовым приростом в 2021–2023 гг. на уровне 4,1%. Общий объем торговли достиг 405,8 млн т или около 551 млрд м3 в пересчете в трубопроводный газ , что соответствует 13,1% мирового потребления газа, по оценке МЭА. Для сравнения в 2021 г. доля СПГ в мировом потреблении газа составляла 12,2%.
Спрос на СПГ и на природный газ в 2000–2018 гг. рос примерно одинаковыми темпами, но в 2019 г. эта динамика начала расходиться: в 2019 г. потребление СПГ выросло на 12%, а природного газа – всего на 1,7%. С тех пор потребление СПГ в среднем растет быстрее, чем общий спрос на газ. В перспективе 2025–2040 гг. ожидается, что доля СПГ и в потреблении, и в международной торговле газом будет увеличиваться.
Замедление 2024 г. отражает волнообразный характер развития мирового рынка СПГ, в основе которого лежит определенная цикличность инвестиций в новые мощности сжижения газа и как следствие – неравномерность графика их ввода в эксплуатацию. Эта циклическая неравномерность приводит то к резкому росту ввода новых мощностей сжижения (как было, например, в 2016–2019 гг.), то к периодам замедления, почти стагнации (как, в частности, произошло в 2023–2024 гг.).
Сроки строительства новых мощностей сжижения от момента принятия окончательного инвестиционного решения до ввода в эксплуатацию составляют в среднем 4–6 лет. При столь длительных сроках строительства график ввода новых мощностей неизбежно расходится с динамикой спроса на СПГ, который сам по себе носит весьма волатильный и иногда сложно предсказуемый характер. За последние 15 лет можно выделить, по меньшей мере, три случая, когда динамика спроса не соответствовала долгосрочным ожиданиям:
стагнация 2011–2015 гг., вызванная сочетанием причин (сланцевая революция в США, снижение спроса на газ в Европе, слабый спрос в Азии);
стагнация 2020 г. в силу пандемии COVID‑19;
резкое увеличение спроса в 2021–2024 гг. из-за переключения ЕС с импорта российского трубопроводного газа на импорт СПГ, что привело к беспрецедентному росту спотовых цен и падению как ценовой, так и физической доступности СПГ. При этом дефицит предложения СПГ стал ощущаться еще в 2021 г. из-за форсированного (выше ожиданий) роста спроса в КНР, Европе, Бразилии и на других рынках, при недостаточном увеличении предложения.

Испытание на адаптивность

Сам характер мирового рынка СПГ за последние 15 лет коренным образом изменился. Число стран-­импортеров СПГ расширилось с 23 в 2010 г. до 49 в 2024 г., и СПГ из товара, доступного в основном только наиболее богатым государствам, превратился в относительно «демократичный» источник энергии, импортируемый на постоянной основе даже странами с доходами ниже среднего (Индией, Пакистаном, Бангладеш, Филиппинами, Вьетнамом и др.). Объем рынка вырос на 84% от уровня 2010 г. Доля КНР в мировом импорте выросла с 4,3 до 19,4%, а доля Японии, напротив, сократилась вдвое – с 32,2 до 16,3%.
Резко возросло значение спотовой и краткосрочной торговли – ее доля увеличилась с 18,9% в 2010 г. до 36% в 2024 г., в т. ч. 30% всей торговли теперь приходится на спот. Сократились средние сроки долгосрочных контрактов и доля контрактов с фиксированными точками поставок. Существенная часть контрактов, особенно в Европе, перешла от нефтяной индексации к привязке к биржевым индикаторам (TTF, Henry Hub). Наконец, можно говорить о слиянии отдельных региональных рынков в общий мировой рынок СПГ, что выражается в возможности оперативного перенаправления поставок с одного рынка на другой и межрегионального ценового арбитража. Как следствие, рынок СПГ стал более сложно организованным, гибким и диверсифицированным, и в то же время более чувствительным к изменениям цен из-за отмеченного роста в импорте доли стран с доходами ниже среднего.
Предложение СПГ также еще в 2010‑е гг. стало менее концентрированным и более конкурентным. Этому способствуют не только увеличение числа участников рынка и повышение гибкости контрактных условий, но и появившаяся у многих стран-­экспортеров возможность гибкого и быстрого перераспределения экспорта между региональными рынками (США, Катар, российские арктические проекты и пр.).

Ряд ведущих экспортеров трубопроводного газа одновременно являются также крупными поставщиками СПГ: Катар, США, Россия, Индонезия, Алжир и Норвегия. Начать экспорт СПГ в 2020‑е гг. планируют и другие страны-­поставщики трубопроводного газа, в том числе Канада, Мексика и, при благоприятных условиях, Иран. Однако для многих экспортеров поставки газа в сжиженном виде являются безальтернативными в силу островного характера, удаленности рынков сбыта или неразвитости ГТС (Австралия, Тринидад и Тобаго, Оман, Бруней, Перу и др.).
Резкий и непредвиденный рост спроса на СПГ со стороны ЕС, начиная с 2022 г., стал болезненным испытанием рынка на адаптивность. С одной стороны, это испытание было пройдено успешно: в 2022 г. поставки СПГ в Европу удалось увеличить сразу на 59% г/г, и они стали вторым по значимости фактором (после сокращения общего спроса на газ), позволившим сбалансировать газовый рынок ЕС в предельно сложных условиях. С другой стороны, ценой этого стали формирование неудовлетворенного спроса и, по сути, скрытый дефицит предложения, повлекший за собой рост цен и падение в 2022–2023 гг. мирового потребления газа. Лишь в 2024 г. на фоне снижения цен мировое потребление смогло превысить значения 2021 г. и вернуться к устойчивому росту.

Перетягивание каната

С точки зрения балансировки международной торговли СПГ 2022–2025 гг. напоминают игру в перетягивание каната: в 2022–2023 гг. рост спроса в Европе стал возможен за счет сокращения спроса со стороны азиатских потребителей. В 2024 г. Европа, напротив, была вынуждена резко снизить импорт СПГ, чтобы сбалансировать его восстановительный рост в Азии. В 2025 г. ситуация вновь стала зеркальной: почти весь ожидаемый прирост поставок (+20–22 млн т/год) поглотит европейский рынок, которому нужно пополнить истощенные запасы в ПХГ и восполнить потерю украинского транзита российского трубопроводного газа, а импорт со стороны Азии, напротив, стагнирует после роста на 7% в 2024 г. в силу сочетания высокой накопленной базы, относительно теплой погоды в первом квартале и роста среднегодовых спотовых цен.
Торможение роста импорта СПГ в 2025 г. будет характерно для всех азиатских стран, кроме, возможно, Японии, но основной вклад в общую стагнацию внесет сокращение спроса в КНР и его стабилизация в Индии. Снижение импорта СПГ КНР компенсируется ростом собственной добычи и трубопроводных поставок газа из России по «Силе Сибири», но сказывается и общее торможение темпов роста спроса на газ в стране. Складывается новое явление, в рамках которого рынок КНР частично перенимает на себя функцию балансирующего потребителя, которую ранее традиционно выполняла Европа, имевшая возможность снижать импорт СПГ за счет роста поставок российского трубопроводного газа.

Перспективы спроса

В перспективе 2025–2030 гг. и, вероятно, хотя и менее определенно, также 2030‑х гг., международная торговля СПГ будет поступательно расти в силу увеличения спроса на газ преимущественно в странах, не имеющих совсем или имеющих ограниченный доступ к альтернативным источникам поставок газа (собственному производству и трубопроводному импорту). Поддержку спросу на СПГ будут оказывать расширение использования газа в качестве переходного топлива к низкоуглеродной энергетике и низкий достигнутый уровень насыщения и газификации новых рынков, прежде всего, в КНР, странах Южной и отчасти Юго-­Восточной Азии. Благодаря этому к 2030 г. международная торговля СПГ, по усредненным оценкам, может увеличиться в базовом сценарии до 600 млн т в год, т. е. вырасти почти в полтора раза к уровню 2024 г.
Существенную неопределенность в долгосрочную динамику мирового спроса на СПГ вносит европейский рынок в силу планов ЕС по дальнейшему сокращению уже к 2030 г. общего спроса на газ, а также, хотя и менее вероятно, частичного восстановления поставок российского трубопроводного газа в случае будущего улучшения общих политико-­экономических отношений между Россией и ЕС или его отдельными странами.
Но даже без сокращения импорта СПГ со стороны ЕС и сохранения его на высоком уровне до 2030 г. мировой рынок СПГ столкнется, по нашей оценке, с многолетним периодом избытка предложения. На годовом уровне он начнется в 2026 г. (на месячном, возможно, уже к концу 2025 г.) и продлится до 2028–2029 гг. Причиной профицита предложения станет избыточное (опережающее потребности спроса) увеличение производственных мощностей на основе инвестиционных решений, принятых в конце 2010‑х – первой половине 2020‑х гг.
Для того, чтобы устранить избыток предложения потребуется сочетание более высоких темпов роста спроса, чем предполагается в базовых сценариях, с переносом сроков ввода новых мощностей сжижения. Последнее действительно наблюдается в 2024–2025 гг., но лишь в отдельных случаях, связанных в основном с неожиданными проблемами в строительстве (например, завод Golden Pass в США) или санкционными ограничениями (новые российские СПГ-заводы). Однако даже в случае полной остановки ввода новых мощностей сжижения в России избыток предложения на мировом рынке СПГ в 2026–2029 гг. снизится, но не будет устранен.

Свободные мощности

Следует оговориться, что, учитывая особенности СПГ как товара, формирование избытка предложения вовсе не означает угрозу затоваривания рынка. В отличие, например, от рынка нефти и нефтепродуктов, рынок СПГ обладает ограниченными, географически крайне неравномерно распределенными и не предназначенными для формирования долгосрочных запасов мощностями хранения. Даже на наиболее развитом с точки зрения мощностей хранения рынке Японии они выполняют, прежде всего, роль балансирования сезонных неравномерностей спроса, отчасти компенсируя отсутствие ПХГ. Затоваривание в этом случае, если и будет иметь место, то на месячном/сезонном уровне, и будет малозаметным в годовом разрезе.
Избыток предложения в случае СПГ означает главным образом увеличение свободных производственных мощностей и, как следствие, снижение их загрузки на отдельных заводах и в отдельных странах. При этом само по себе наличие свободных мощностей – нормальное состояние, традиционно присущее рынку СПГ. Формально до 18–20% мощностей в среднем остаются незадействованными по разным причинам.
Такая картина выглядит парадоксальной на фоне ощущаемого в 2022–2025 гг. дефицита предложения СПГ. Это объясняется тем, что реальный объем незагруженных мощностей, которые можно быстро вовлечь в производство, значительно меньше, поскольку многие из них не могут быть использованы в силу объективных обстоятельств: прежде всего, снижения добычи газа (Индонезия, Тринидад и Тобаго, Алжир, Египет, Нигерия и др.), а также в ряде случаев наличия трубопроводной альтернативы (например, в Алжире). Как правило, эти ограничения носят долгосрочный характер. С 2015 г. из-за вооруженного конфликта в Йемене простаивает крупный завод мощностью 7,2 млн т в год, и его возвращение к работе маловероятно. Кроме того, следует учитывать сезонную неравномерность производства и экспорта СПГ, плановое обслуживание и внеплановые остановки, а также доступность фрахта. Реальной возможностью для оперативной загрузки недозагруженных мощностей обладают в основном США.
Полная загрузка заводов (на уровне около 100% от проектной мощности) характерна в основном для стран Ближнего Востока, а до 2024 г. (до ввода в эксплуатацию «Арктик СПГ 2») также была характерна для России. Относительно высокой загрузка остается в Австралии и США.

Предложение СПГ: борьба всех против всех

Складывающийся избыток предложения не является случайным. В его основе лежит почти одновременное, несогласованное между собой и не соотносящееся с динамикой спроса увеличение предложения в трех из четырех (кроме Австралии) ключевых странах-­производителях СПГ (США, Катаре и России), а также постепенный выход на рынок целого ряда новых стран-­экспортеров. Во многом ситуация 2025–2029 гг. напоминает динамику рынка 2016–2019 гг. с тем отличием, что тогда основной рост предложения обеспечивала Австралия, а теперь – США, и в борьбе за рост производства в тот момент не участвовал Катар, а теперь – почти не участвует Австралия.

Общее стратегическое видение, как «большой четверки», так, очевидно, и других производителей исходит из того, что им удастся потеснить конкурентов, в т. ч. выиграть глобальную конкуренцию издержек. На эту уверенность накладывается организационная особенность ключевого, с точки зрения прироста мощностей, рынка США. В отличие от большинства других стран-­экспортеров СПГ, в США, как известно, отсутствует централизованное планирование и управление новыми СПГ-заводами, а также организационно обособлены добыча и поставка газа, производство СПГ и его экспорт. Это обеспечивает бурный, но отчасти хаотичный рост производства СПГ в США.
Одним из ключевых следствий избытка предложения должно стать снижение спотовых цен на газ в Европе и Азии. На внутреннем рынке США ценовая реакция, вероятно, будет обратной из-за конкуренции СПГ-заводов с внутренним потреблением газа. Дополнительное давление на газовые цены будет оказывать также ожидаемое дальнейшее снижение мировых цен на нефть в 2025–2026 гг., по-прежнему определяющих стоимость СПГ во многих долгосрочных контрактах.
Об уровне, до которого могут опуститься спотовые цены на СПГ в 2026–2028 гг., пока можно говорить разве что спекулятивно – начиная с 2019 г., цены на газ отличаются крайней волатильностью. Вероятно, в силу слабой альтернативы трубопроводного импорта в Европе и общего роста издержек, цены смогут удержаться на относительно высоком уровне – около 250–300 долл. за тыс. м3. Но даже в этом случае часть мощностей сжижения (в Австралии, США и др.) может оказаться на границе безубыточности. В США эффект снижения экспортных цен может быть усилен ростом внутренних цен на газ, что дополнительно снизит маржинальность экспорта.
Но на мировом рынке СПГ производство, в отличие от потребления, исходя из ретроспективных данных, слабо реагирует или совсем не реагирует на текущую ценовую динамику. Это связано с множеством дополнительных влияющих факторов, включая модель распределения ценовых рисков между заводом, трейдерами и покупателями СПГ (прежде всего, в США), финансовую устойчивость владельцев заводов и их долгосрочную стратегию, использование ценового хеджирования, государственную политику, роль которой можно считать определяющей для большинства стран, за исключением США и Австралии.

Полная остановка завода по производству СПГ несет с собой большие расходы для восстановления производства в будущем. Сохранение производства на одной из линий позволяет поддерживать внутреннюю температуру главного криогенного теплообменника, что является важным технологическим ограничением. Таким образом, производители, вероятно, будут идти по пути снижения общей загрузки производственных линий, либо в крайнем случае – временной консервации отдельных из них линий СПГ. Восстановление производства на закрытых линиях сопряжено, по оценке ИЭФ, с относительно малыми издержками и требует в среднем от 9 до 15 недель для возвращения к производству.
Нашим общим предположением является низкая чувствительность производства СПГ на действующих заводах к уровню цен на газ при условии, что производители и поставщики уверены в отложенном долгосрочном росте цен. При этом производство может кратковременно сокращаться при отсутствии достаточного спроса – именно возможности сбыта, а не ценовые условия будут определять загрузку мощностей.

При этом сами по себе вероятные кратко- и среднесрочные сокращения производства могут не стать существенным фактором для динамики спотовых цен на газ в Европе и Северо-­Восточной Азии. С точки зрения воздействия на цены баланс спроса и предложения СПГ определяется, прежде всего, отношением спроса и общего объема мощностей сжижения (независимо от уровня их текущей загрузки), обеспеченных ресурсной базой и транспортной инфраструктурой. В этой связи основное влияние на стоимость, по нашей оценке, оказывают не действующие мощности сжижения, а сдвиг сроков или отказ от строительства тех новых мощностей, по которым еще не приняты инвестиционные решения или решения по которым могут быть изменены.
Возможным новым фактором конкуренции может стать «низкоуглеродное» позиционирование СПГ, прежде всего, путем использования различных офсетов. Но пока маловероятно, что это направление успеет получить широкое развитие до 2030 г.
В целом слабая кратко- и среднесрочная чувствительность экспортно-­ориентированного производства СПГ к ценовой динамике представляет собой существенную проблему с точки зрения своевременной балансировки спроса, предложения и цен на мировом рынке СПГ. Формируемые таким образом многолетние периоды дефицита и профицита предложения, в свою очередь, вызывают, по нашему предположению, отложенный негативный эффект в виде несвоевременно принимаемых инвестиционных решений, что по спирали запускает новый виток будущих дисбалансов спроса и предложения. Подобная картина рынка будет характерна и для второй половины 2020‑х гг.

Возможности и риски для России

Россия, наряду с США, обладает наибольшим потенциалом долгосрочного роста предложения СПГ. В 2025 г. это нашло яркое отражение в целевых и прогнозных показателях Энергетической стратегии России на период до 2050 г. Заявленные в ней цели развития экспортно-­ориентированного крупнотоннажного производства СПГ сложно назвать иначе как амбициозными, особенно в условиях беспрецедентного санкционного давления, оказываемого на российскую СПГ-отрасль, начиная с осени 2023 г.
Отмеченная угроза формирования избытка предложения на мировом рынке СПГ во второй половине 2020‑х гг. создает неблагоприятные ценовые и сбытовые условия для развития новых СПГ-проектов. Также в условиях ожидаемого избытка предложения США как ключевой долгосрочный конкурент России на мировом рынке СПГ будет иметь экономические стимулы для дальнейшего использования нерыночных, санкционных механизмов для сокращения предложения сжиженного газа со стороны России. А страны ЕС получат к 2027–2028 гг. возможность частично или полностью отказаться от импорта российского трубопроводного и сжиженного газа, замещая его поставками СПГ из США и стран Ближнего Востока.
Но одновременно этот избыток может привести к резкому замедлению принятия в мире новых инвестиционных решений в отношении планируемых СПГ-заводов со сроками ввода в эксплуатацию после 2028 г., что должно способствовать балансировке мирового рынка СПГ в первой половине 2030‑х гг.

Сообщение Мировой рынок СПГ на пороге избытка предложения появились сначала на Энергетическая политика.

Лазизбек ЭРКИНЖОНОВ
Магистрант института геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет
Е-mail: lserkinzhonov@kpfu.ru

Алина ГИМАЕВА
Доцент кафедры разработки и эксплуатации месторождений трудноизвлекаемых углеводородов, к. т. н., Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет
Е-mail: argimaeva@yandex.ru

Введение

В ходе перемещения природного газа по коллекторным линиям от добывающих скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ) происходит изменение его физических параметров, в частности температуры и давления. Эти флуктуации способствуют риску формирования гидратов, что, в свою очередь, может привести к серьезным технологическим нарушениям и нештатным ситуациям. В рамках настоящего исследования тщательно анализируются условия, способствующие гидратообразованию, и определяются критические участки системы транспортировки газа от эксплуатационных скважин до объектов газопереработки, на которых наиболее вероятно возникновение проблем.
Чтобы минимизировать риск формирования гидратных образований, основной стратегией является создание условий, при которых эти соединения становятся термодинамически нестабильными. Для достижения этой цели используют различные методы, включая тепловые, технологические и химические. В контексте ликвидации уже сформировавшихся гидратных отложений, эффективными мерами являются методы, направленные на уменьшение давления в системе, инъекции метанола для разложения гидратов, локализованный подогрев зоны гидратоотложений или применение этих методов в комбинации. Выбор конкретного метода зависит от размера пробки, ее местоположения, температуры окружающей среды и других факторов.
Для повышения эффективности контроля над процессом формирования гидратов целесообразно расширить перечень параметров для мониторинга с помощью аналитической аппаратуры, влияющих на данное явление. Ключевым моментом является дополнительный мониторинг таких показателей, как температура и давление на скважине, уровень содержания воды в пласте и концентрация метанола в использованной буровой жидкости.

Объект и методы исследования

Гидраты способны кристаллизоваться в любом узле инфраструктуры, охватывающей процес добычи, сбора, подготовки, транспортировки и очистки углеводородного сырья, при наличии условий, таких как насыщенность газа и воды, определенных уровней давления и температурных режимов. С точки зрения производственных процессов, появление и аккумуляция гидратных структур в большинстве случаев представляет собой серьезную проблему, поскольку они могут создавать препятствия и увеличивать гидравлическое сопротивление в потоках перекачки нефти и газа.
Присутствие гидратов в добываемых углеводородах ускоряет изнашивание модульных коллекторов, снижая их эксплуатационный период. Отложения гидрата в таких установках, как, например, теплообменное оборудование, отстойники, внутренние каналы расширительных устройств, ограничительные клапаны и инжекторы, оказывают отрицательный эффект на продуктивность и эффективность всего производственного цикла.
Контроль за процессом гидратообразования является обязательным на всех стадиях технологической цепочки добычи газа, включая:
на забое пласта (особенно на месторождениях, где температура и давление близки к условиям образования гидратов);
внутри разведочных и добывающих скважин (особенно во время испытаний, связанных с изменением давления газа);
при резком снижении давления газа (дросселировании);
в трубопроводах и системах, используемых для сбора газа на месторождении: от скважин до установок подготовки (включая шлейфы, коллекторы, газопроводы и конденсатопроводы);
на различных этапах подготовки и транспортировки газа: на установках подготовки газа, в начале магистральных газопроводов (чаще всего при технологических сбоях), на газораспределительных станциях и в подземных хранилищах газа [1–2].
Изучив опубликованные данные о проблемах, связанных с образованием гидратов в процессах сбора и добычи, а также в промысловых газопроводах, можно выделить ряд ключевых методов предотвращения гидратообразования.
Метод безгидратного режима эксплуатации скважин. Метод предотвращения гидратообразования в скважине основан на поддержании безгидратного режима либо путем оптимизации технологических параметров, либо путем ингибирования. В случае невозможности достижения безгидратного режима только за счет технологических решений, проводится идентификация зон повышенного риска гидратообразования в призабойной зоне или стволе скважины. На основании анализа риска разрабатывается стратегия ингибирования, определяющая оптимальные точки и методы ввода ингибитора. Для поддержания безгидратного режима, учитывая динамику температуры газа, обусловленную теплообменом и дросселированием, используются данные промысловых исследований. Даже при стабильной работе скважины, необходимо иметь разработанный план экстренного ингибирования на случай отклонения технологических параметров и возникновения риска гидратообразования [3].
Для ингибирования гидратообразования в газопроводах применяется метод предварительного подогрева газа. На станциях подогрева газ подвергается теплообмену с паром или другими теплоносителями, что обеспечивает поддержание температуры газа на ΔT выше температуры равновесного гидратообразования при заданном давлении в трубопроводе. Несмотря на простоту реализации, теплоспутники (как показано на рис. 1) ограничены в применении газопроводами малой протяженности и газосборными системами с централизованной подготовкой газа (осушкой). Основным сдерживающим фактором для широкого внедрения данной технологии является высокая капиталоемкость и эксплуатационные расходы [4].

Ввод ингибиторов гидратообразования в поток газа. Антигидратные реагенты, используемые для химической борьбы с гидратообразованием, классифицируются по механизму действия на две группы: ингибиторы гидратообразования и ингибиторы гидратоотложения. Ингибиторы гидратообразования воздействуют на термодинамические условия, необходимые для формирования гидратов, или оказывают влияние на кинетику процесса гидратообразования в газожидкостной среде. Ингибиторы гидратоотложения способны блокировать жидкую водную фазу, предотвращая взаимодействие газа с водой, обеспечивая многофазный транспорт продукции, уменьшая рост гидратных частиц [1].
Термодинамические ингибиторы гидратообразования – это химические соединения, которые используются для предотвращения или замедления процесса образования гидратов воды. Он может происходить при низких температурах и высоких давлениях, например, в нефтегазовой отрасли. Гидраты могут вызывать серьезные проблемы в трубопроводах и оборудовании, снижая эффективность и безопасность процессов производства и транспортировки углеводородов.
Области применения:
нефтегазовая промышленность: в основном применяются для предотвращения образования гидратов в трубопроводах при транспортировке газа и нефти;
системы сжатого и подземного хранения газа: обеспечивают защиту оборудования от негативных воздействий;
химические производства: используются для контроля и предотвращения образования гидратов, которые могут нарушить весь технологический процесс.
Преимущества:
эффективная защита: термодинамические ингибиторы обеспечивают значительное снижение вероятности образования гидратов, что позволяет избежать связанных с этим проблем;
простое внедрение: использование ингибиторов не требует дорогостоящего оборудования или сложных процедур – достаточно просто добавить их в систему;
многофункциональность: некоторые ингибиторы обладают мультифункциональностью, обеспечивая, например, защиту от коррозии, что снижает общие затраты на обслуживание системы.
Недостатки:
стоимость: некоторые термодинамические ингибиторы могут быть дорогими, что ограничивает их внедрение;
обратимость действия: их эффективность может снижаться при определенных условиях, например, при изменении температуры и давления;
экологические аспекты: некоторые вещества могут иметь неблагоприятные экологические воздействия, что требует внимательного подхода к их использованию.
Примеры веществ, используемых в качестве термодинамических ингибиторов:
метилциклопентанол (MCP): эффективный ингибитор для систем, где наблюдается необходимость предотвращения гидратообразования;
гликоли (например, этиленгликоль и пропиленгликоль): используются для снижения точки замерзания и предотвращения гидратов;
соли: некоторые солевые растворы могут также использоваться в качестве ингибиторов гидратообразования, что снижает вероятность образования кристаллов.
В целом выбор термодинамических ингибиторов гидратообразования зависит от конкретных условий эксплуатации, свой­ств транспортируемых сред и технических требований [5].
Кинетические ингибиторы гидратообразования замедляют или останавливают формирование гидратов на самой ранней стадии – стадии образования зародышей кристаллов.
Механизм действия ингибитора основан на связывании его полимерных цепей с поверхностью кристалла гидрата через водородные связи. Это приводит к тому, что кристалл растет вокруг полимера, образуя структуры с высокой кривизной. Такая конфигурация препятствует объединению мелких, неустойчивых скоплений гидратов, предотвращая образование крупных кристаллов.
Некоторые примеры кинетических ингибиторов гидратообразования: поливинилпирролидон (PVP), поливинилкапролактам (PVCap), VC‑713.
Области применения кинетических ингибиторов гидратообразования – защита элементов наземной инфраструктуры от образования газовых гидратов. К таким объектам относятся, например, шлейфы газовых скважин, газосборные коллекторы.
Некоторые преимущества кинетических ингибиторов:
эффективность при низких концентрациях: требуется небольшое количество ингибитора, что снижает общую стоимость обработки;
экологически чистая технология: отсутствие необходимости регенерации отработанного раствора упрощает процесс и снижает воздействие на окружающую среду;
оперативная регулировка: концентрация ингибитора может быть быстро изменена для оптимизации защиты в различных условиях;
снижение логистических издержек: меньший объем требуемого ингибитора приводит к снижению затрат на транспортировку и хранение.
Недостатки, с которыми сталкиваются при использовании кинетических ингибиторов:
из-за повышения вязкости при более высоких концентрациях, содержание активного вещества в растворе не должно быть больше 2%;
раствор замерзает при температуре, близкой к 0 °C, что делает его непригодным для использования в условиях низких температур, характерных для Крайнего Севера;
совместимость с пластовой минерализованной водой и нестабильным конденсатом;
существуют риски, связанные с недостаточной эффективностью ингибирования.
Для предотвращения образования гидратных пробок в трубопроводах используются также антиагломеранты (АА) – поверхностно-­активные вещества, обычно на основе четвертичного аммония. Добавляемые в малых концентрациях (0,1–3,0% от объема водной фазы), они действуют как ингибиторы, предотвращая слипание кристаллов гидратов. Механизм их работы заключается в адсорбции на поверхности гидратов, что создает барьер, препятствующий их агрегации и росту. Это позволяет транспортировать многофазные потоки, содержащие газ, воду и нефть, в условиях, когда обычно образуются гидраты, без риска закупорки. АА являются более экономически выгодной альтернативой традиционным методам, таким как использование термодинамических ингибиторов и метанола. Существуют различные типы АА, включая четвертичные аммониевые и фосфониевые соли, а соединения на основе кокамидопропилдиметиламина демонстрируют особенно высокую эффективность
В качестве ингибиторов гидратообразования в настоящее время широко используются метанол, хлорид кальция и диэтиленгликоль (ДЭГ). Физико-­химические параметры этих соединений приведены в таблице 1.

Ингибиторы гидратообразования предотвращают образование газовых гидратов, воздействуя на два ключевых аспекта процесса: они снижают активность воды, изменяя термодинамические условия, благоприятные для гидратообразования, и значительно замедляют скорость роста уже существующих гидратов [5].
В процессе подбора определённого ингибитора гидратообразования рекомендуется учитывать следующие аспекты [9]:
геологические особенности, физические и географические характеристики, а также климатические особенности конкретного месторождения;
природный газ, добываемый в промышленных масштабах, содержит не только парафиновые углеводороды, но и разнообразные примеси как неорганической, так и органической природы. К числу неорганических загрязнителей относятся так называемые «кислые газы», в частности, углекислый газ (CO2) и сероводород (H2S). Среди органических примесей существенную долю занимают серосодержащие соединения, такие как серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS2), меркаптаны (RSH), тиофены и другие вещества, которые негативно влияют на качество газа и осложняют процессы его переработки и транспортировки;
особенности дозирования ингибитора на технологические узлы ввода – автоматические методы управления и контроля процесса ингибирования;
эффективность и практичность восстановления используемых ингибирующих жидкостей и определение наиболее подходящего метода для их регенерации;
стратегии и подходы к обезвреживанию использованных смесей ингибиторов, непригодных для повторного использования.
Согласно проведенному анализу зарубежных и отечественных исследований, было выявлено, что этим требованиям в той или иной степени отвечают: хлориды кальция и бария, метиловый спирт (метанол), гликоли – этиленгликоль(ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), пропиленгликоль(ПГ), смеси гликолей с их эфирами и т. д.
На газодобывающих объектах широко используют метод инжектирования метанола (CH3OH) в поток газа для предотвращения образования гидратов. В процессе смешивания с метанолом, влага, присутствующая в газе в виде пара и капель, образует с ним азеотропные смеси, что существенно понижает температуру их замерзания. Это приводит к абсорбции водяных паров в газе, эффективно снижая точку росы и препятствуя формированию гидратов. Введение метанола осуществляется обычно после первичных сепараторов под давлением, создаваемым разницей между давлением в высоконапорной скважине, к которой подсоединен резервуар с метанолом, и давлением в тех скважинах, куда метанол дозируется, и это давление составляет порядка 30–50 кгс/см2[8]. Такой способ используют на газовых промыслах для борьбы с образованием гидратов.

Гидратообразование в магистральных газопроводах и борьба с ним

С целью обеспечения нормальной эксплуатации магистрального газопровода, необходимо качественно осушать природный газ еще на промыслах. Если влага из газа удалена недостаточно тщательно, то существует риск образования газовых гидратов, которые могут нарушить работу системы.
На процесс гидратообразования оказывают влияние состав транспортируемой газовой смеси, концентрация воды, давление и температурный режим. Обязательным условием для существования гидратов является достижение температуры ниже точки росы, что приводит к фазовому переходу воды в жидкое состояние и образованию капельной влаги в газовой среде.
Ввиду нестабильности гидратов природных газов, любое нарушение термодинамического равновесия провоцирует их диссоциацию. В то же время, при поддержании стабильных термодинамических условий, гидратные образования могут сохраняться в газопроводной системе в течение продолжительного времени. Следовательно, для эффективного предотвращения образования гидратных пробок необходимо выявлять факторы, способствующие их формированию, и прогнозировать потенциальные зоны их скопления [10].
Согласно проведенному анализу литературы, можно выделить следующие способы борьбы с гидратами в магистральных трубопроводах:

1. Использование ингибиторов гидратообразования. Ввод метанола в газопровод производится через специальные отводы, интегрированные в конструкцию магистральных кранов. Закачка обеспечивается передвижной метанольной установкой. Слив метанола осуществляется гравитационным способом, с возможностью увеличения скорости за счет создания дифференциального давления на магистральном кране [11].
   Операция инжекции метанола в газопровод с расходом 800 литров за 20 минут характеризуется высокой производительностью. Данный подход исключает потребность в использовании компрессоров высокого давления, что приводит к упрощению технологического процесса и снижению капитальных и эксплуатационных затрат [11]. Основная сложность заключается в том, что для использования данного метода требуется предварительно внести изменения в конструкцию газопровода, установив специальные соединительные элементы. В качестве альтернативы метанолу, для предотвращения образования гидратов в газопроводах, может использоваться хлорид кальция (CaCl2). Хлорид кальция выгодно отличается от метанола более низкой ценой, доступностью, а также безопасностью для здоровья и окружающей среды.
   Однако использование растворов хлористого кальция для ингибирования гидратообразования в магистральных газопроводах затруднено логистическими сложностями, связанными с необходимостью применения специализированного оборудования для приготовления раствора. В связи с этим, данная технология не нашла широкого применения на трассах газопроводов. В то же время, хлористый кальций успешно используется для предотвращения и ликвидации гидратных пробок на газовых промыслах, в подземных хранилищах газа, а также в процессах осушки газа.
2. Метод разрушения гидратов с помощью снижения давления. Для ликвидации гидратной пробки в газопроводе используется метод депрессии. Сначала проблемный сегмент изолируется от основной системы. Затем, посредством продувочных линий, расположенных с обеих сторон от гидрата, осуществляется постепенный сброс давления в атмосферу. Ключевым моментом является плавное снижение давления, предотвращающее его резкие колебания. Контроль за процессом осуществляется с помощью манометров, установленных на кранах, и поддержания связи между операторами.
   Метод одностороннего сброса давления между краном и пробкой был признан небезопасным из-за риска возникновения гидравлического удара. Неравномерное распределение давления могло привести к неконтролируемому перемещению пробки и, как следствие, к повреждению запорной арматуры. Снижение давления эффективно для разрушения гидратных пробок, сформировавшихся при положительных температурах, но неэффективно при отрицательных температурах.
3. Метод разрушения гидратов с помощью повышения температуры. Термическое разложение гидратов в газопроводе требует подвода определенного количества теплоты к месту их формирования. В качестве теплоносителя для доставки теплоты используется вода. Для эффективного разложения необходимо поддерживать температуру в зоне гидратообразования выше 0 °C. Объем воды, требуемый для разложения, варьируется в зависимости от типа гидрата, но, как правило, относительно невелик. Для оптимизации объема воды, используемого в процессе разложения гидратов природного газа, рекомендуется руководствоваться данными, представленными на рис. 2.
   В ходе проведенных исследований был выполнен сравнительный анализ современных методов борьбы с газовыми гидратами, результаты которых представлены в таблице 2.

Заключение

В даной работе были выявлены основные причины гидратооборазования при различных технологических операциях, проведен анализ общих методов предупреждения и ликвидации гидратообразования. Выявлена причина гидратообразования в промысловых трубопроводах – сочетание компонентов углеводородного газа с водой при определенных «благоприятных для образования гидратов» термобарометрических условиях. Представлены факторы, обуславливающие образование гидратов в магистральных трубопроводах. Частичная или полная закупорка проходного сечения трубопровода гидратами может вызвать серьезные эксплуатационные осложнения и привести к крупным аварийным ситуациям.
Также в ходе проведенного анализа были выделены основные методы борьбы с гидратами, применяемые в настоящее время на различных этапах технологической цепочки добычи газа (сбор, подготовка, транспортировка, распределение), выделены преимущества и недостатки каждого метода и даны дальнейшие рекомендации по их применению.
Данные мероприятия помогут обеспечить безаварийность технологических процессов в условиях возможного гидратообразования и указывают на их актуальность для газовой промышленности России.

Сообщение Анализ методов предупреждения и борьбы с гидратообразованием в трубопроводах появились сначала на Энергетическая политика.

Александр ГАЙВОРОНСКИЙ
Доцент, к. т. н., ранее – руководитель
проектов НТЦ «Магистральный транспорт газа» АО «Газпром промгаз»
E-mail: a.gaivoronsky@mail.ru

Максим ГОРБУНОВ
Ведущий инженер-технолог
ООО «ИЭС Инжиниринг и Консалтинг»
E-mail: maksim.gorbunov@ias-engineering.ru

В настоящее время промышленно-­экономическое развитие нашей страны сталкивается с многочисленными ограничениями, направленными на уменьшение денежных потоков, получаемых Россией извне. Газовый сектор оказался наиболее подверженным международным санкциям. Экспорт российского трубопроводного газа в европейские государства кардинально сократился, и в этой ситуации поставки сжиженного природного газа (СПГ) являются выходом из сложившейся макрополитической ситуации ввиду большей мобильности и возможности переориентации на новые рынки сбыта.
Санкционные ограничения привели к уходу с российского рынка европейских и американских компаний-­лицензиаров средне- и крупнотоннажных технологий производства СПГ. В этой связи появилась настоятельная необходимость создавать собственные энергоэффективные технологии в данной нише производственных мощностей.
На данный момент компания ПАО «НОВАТЭК» успешно создала среднетоннажную линию производства СПГ «Арктический каскад» (4‑я линия завода «Ямал СПГ»), реализованную на основе собственного патента [1, 2]. Изюминкой проекта является необычный компрессорный агрегат производства АО «Казанькомпрессормаш», особенность которого заключается в том, что он объединяет в себе многоступенчатый компрессор этана, азота и природного газа. При этом он приводится в движение одной турбиной мощностью 25 МВт. Все компрессорные ступени связаны через мультипликатор, что накладывает ограничение на максимальную мощность технологической линии с единичным оборудованием, а также к сложностям в регулировании производительности контуров азотного и этанового охлаждения. В связи с этим трудно отмасштабировать технологическую линию на производительность более 1 млн т в год.
Еще одним недостатком этого цикла является применение этана в контуре предварительного охлаждения природного газа, имеющего низкую критическую температуру. Как следствие это приводит к невозможно применения данной технологии в неарктическом климате, а в арктическом климате наблюдается серьезное падение производительности в летнее время.
«Арктический каскад» показывает соизмеримую энергоэффективность с наиболее распространенной в мире технологией крупнотоннажного производства СПГ компании Air Products and Chemicals, Inc. «C3MR».

«НОВАТЭК» имеет также ряд других решений для сжижения природного газа, в частности, «Арктический каскад модифицированный» [3, 4], который должен лечь в основу проекта «Обский СПГ», технология «Арктический микс» [5, 6], повторяющая технологию MFC4 Linde, на основе которой построен проект «Арктик СПГ 2», а также вариант схемы с этановым предохлаждением – «Полярная Звезда» [7, 8].
«Арктический каскад модифицированный» в отличие от «Арктический каскад» не имеет ограничений, связанных с компрессорным оборудованием и позволяет получить производительность одной технологической линии свыше 3 млн т в год. В настоящее время эта отечественная технология наиболее перспективна для реализации в ближайшее время. «Арктический микс» и «Полярная Звезда» пока не были реализованы на практике.
Из российских компаний не только ПАО «НОВАТЭК» предлагает оригинальные отечественные технологии для получения сжиженного природного газа. Так, компания ПАО «НК «Роснефть» имеет патент на собственную технологию «Энергия Восхода» [9, 10]. Компания ПАО «Газпром» имеет собственную технологию «Gazprom MR» [11, 12] и реализует проект строительства КСПГ в Усть-­Луге по технологии Linde MFC2. В настоящее время технология компании ПАО «Газпром» «Gazprom MR» проходит стендовые испытания.
Все российские технологические решения необходимо рассматривать с учетом в первую очередь двух критериев: реализуемостью в условиях санкций и достаточной энергоэффективностью процессов сжижения. Остановимся более подробно на технологии «Gazprom MR» (GMR). В ее основе лежит процесс кипения многокомпонентного смешанного хладагента, являющийся наиболее термодинамически эффективным процессом. Этот процесс используется во всех современных технологиях сжижения: C3MR, DMR, SMR и др. За счет непрерывного кипения хладагента с постоянным давлением и переменной температурой, и интенсивного конвективного теплообмена удается в полной мере использовать эффект скрытой теплоты парообразования, уменьшая температурный перепад на теплообменном аппарате без увеличения его геометрических размеров.
Согласно [11], смесевой хладагент состоит из шести компонентов: азота, метана, этана, пропана, бутанов и изопентана, и позволяет охладить природный газ до температурного уровня минус 120–125 °C. Дальнейшее охлаждение происходит за счет газовой азотной холодильной машины, работающей по обратному циклу Брайтона, до температуры минус 150–160 °C. Азотная холодильная машина для переохлаждения СПГ перед направлением его в систему хранения – эффективное и простое решение, применяемое в циклах «Арктический каскад», «Арктический каскад модифицированный» и в «AP-X» компании APCI. Согласно [12], технология GMR позиционируется как крупнотоннажная.
Технология GMR имеет ряд преимуществ. В отличии от технологий ПАО «НОВАТЭК», она не имеет привязки к холодному климату, так как смесевой хладагент позволяет эффективно работать в любых климатических условиях за счет изменения компонентного состава, а азотная холодильная машина работает в достаточно узком диапазоне температур, где ее эффективность сравнима с процессами кипения смесевого хладагента. С другой стороны, смесь состоит из 6 компонентов, которые требуют пополнения, а значит, системы выделения (фракционирования) из природного газа (или в случае невозможности – доставки их извне), а также парк хранения компонентов хладагента.
Данный способ сжижения (GMR) является альтернативой широко применяемым в мировой практике технологическим процессам C3MR и DMR с двумя контурами охлаждения.
Для дальнейшего анализа технологии была построена расчетная модель цикла (рис. 1). Исходные данные для моделирования указаны в таблице 1, состав сырьевого газа приведен в таблице 2, а базовый состав хладагента – в таблице 3.

Расход природного газа 470,9 т/ч, что примерно соответствует производительности завода 4 млн т в год при 8500 часах работы в год и в 3,76 млн т в год при 8000 часах работы. Расчетная производительность завода по СПГ будет приведена ниже.
Основной многопоточный теплообменный аппарат разделен на две секции (MHE1 и MHE2). В первой секции MHE1 природный газ охлаждается смешанным потоком тяжелой и легкой фракции смешанного хладагента до температуры минус 52–54 °C. На таком температурном уровне возможна синергия с установкой фракционирования с выделением С2+ компонентов из потока сырьевого газа. Во второй секции MHE2 природный газ охлаждается потоком легкой фракции смешанного хладагента до температурного уровня минус 120–125 °C, после чего охлаждается азотом в теплообменном аппарате HEN1 до температуры минус 150–160 °C, направляется в жидкостной детандер T1 и расширяется до давления 2 бар абс., после чего направляется в систему хранения, в которой дросселируется через клапан Джоуля-­Томпсона до давления хранения 1,15 бар абс. Согласно расчетам, при выбранном составе хладагента и исходных данных энергопотребление составило 370 кВт·ч/т СПГ.
Для оценки полученной эффективности был выполнен расчет наиболее распространенного процесса C3MR со схожими исходными параметрами (технологическая схема приведена на рис. 2).
Согласно выполненным расчетам, энергопотребление в процессе C3MR составило 273,7 кВт·ч/т СПГ, что существенно меньше значений, полученных для процесса GMR. Очевидно, что состав смесевого хладагента и режим работы теплообменного оборудования подобраны некорректно и нуждаются в оптимизации.

Основное преимущество технологии «Gazprom MR» (как и технологии PRICO – Poly Refrigerant Integrated Cycle Operations [13]) заключается в использовании насоса P1 после первой ступени компримирования, что позволяет энергоэффективно сжать жидкую фракцию после сепаратора S1. Однако в выполненном технологическом расчете после аппаратов воздушного охлаждения ACU3 при базовом варианте состава хладагента конденсируется 2,5% всего потока, что не позволяет в полной мере воспользоваться преимуществом данной технологии.
Также стоит обратить внимание на минимальное температурное сближение в теплообменных аппаратах, которое составляет 6,1 °C в самом холодном теплообменном аппарате, и на низкое давление в азотном контуре (37 бар абс.). Приведенные значения, очевидно, не являются оптимальными и нуждаются в оптимизации.
Уменьшение удельного энергопотребления в процессе Gazprom MR возможно за счет оптимизации азотного контура процесса и контура смешанного хладагента. Вначале рассмотрим один из возможных вариантов оптимизации азотного контура по температуре (рис. 3). По результатам расчетов удалось уменьшить разницу температур между теплоносителями до 3 °C, что привело к уменьшению суммарного энергопотребления до 352,2 кВт·ч/т СПГ, при этом снизился расход хладагента в азотном контуре, уменьшив нагрузку на компрессорно-­детандерный аппарат (KN1-EN1). Однако и эти значения энергоэффективности существенно уступают значениям в процессе C3MR.

Обращаясь к мировой практике в области построения азотно-­детандерных циклов можно отметить, что максимальное давление в контуре холодильной машины, основанной на обратном цикле Брайтона, стараются приблизить к 100 бар. Эта тенденция объясняется тем, что при том же перепаде температур на детандере (степень расширения сохраняется также примерно такой же), плотность газа, циркулирующего в контуре холодильной машины, возрастает, уменьшаются потери на компримирование, увеличивается теплоемкость газа и т. д.
Максимально возможное давление после детандера ограничивается условием отсутствия фазового перехода вещества при конечном уровне температур. Рассматривая схему GMR, после оптимизации перепада температур температура на выходе из турбодетандера составила минус 157,2 °C. При этом давление фазового равновесия для азота при данной температуре находится на уровне 20,38 бар абс.
Далее рассмотрим вариант оптимизации азотного контура в цикле GMR по давлению в газовом контуре (рис. 4).

Давление конца детандирования выбрано 19,6 бар абс. исходя из того, чтобы максимальное давление в контуре не превысило 100 бар абс. В результате моделирования оно составило 98,65 бар абс. Относительно первоначальной компоновки схемы, появилась необходимость добавить четвертую ступень сжатия азота из-за роста температуры после каждой ступени свыше 120 °C, т. е. применить 3‑х ступенчатый компрессор в дополнение дожимной ступени компрессорно-­детандерного аппарата.
Данное решение является общеприменимым в практике средне- и крупнотоннажного производства СПГ. Так как азотный турбодетандерно-­компрессорный аппарат (ТДКА) является обособленным агрегатом, то три ступени азотного компрессора возможно будет разместить на одном валу приводной турбины (ограничением является не более 3‑х корпусов на одном валу из-за уменьшения критической частоты вращения вала).
В результате оптимизации азотного контура удалось снизить суммарное энергопотребление с 370 кВт·ч/т СПГ до 330,4 кВт·ч/т СПГ, а нагрузку на ТКДА – с 15,9 МВт до 10,9 МВт. При этом стоит отметить, что использование ТКДА с мощностью на валу свыше 8 МВт в условиях санкционных ограничений является проблемой, поэтому отходить сильно от этой цифры в сторону наращивания мощности не стоит.
В целом, идеология применения переохлаждения азотом обусловлена стремлением увеличить максимальную производительность технологической линии с учетом невозможности увеличения размеров SMR coldbox. Такой принцип был применен в цикле AP-X, в котором добавлено азотное переохлаждение к циклу C3MR, что позволило увеличить производительность при тех же размерах криогенного теплообменного аппарата с 5,5 до свыше 8 млн т в год СПГ.
Дальнейшие резервы снижения удельной энергоемкости холодильного цикла GMR связаны с оптимизацией контура смешанного хладагента SMR ступени.
Практика построения циклов, основанных на одном смешанном хладагенте, показывает, что как правило используется смесь углеводородов и азота, не превышающая 5 компонентов, которые потенциально можно извлечь из сырьевого газа с целью восполнения утечек. Для смеси должны использоваться компоненты высокой чистоты, особенно если речь идет об изопентановой фракции, которая не должна содержать более тяжелые углеводороды и пентан.
С учетом того, что средне- и крупнотоннажные производства СПГ располагаются в районах с отсутствием какой‑либо промышленной инфраструктурой, доставка таких хладагентов на завод может оказаться логистической и финансовой проблемой, а фракционировать их из сырьевого газа – энергетически и экономически невыгодным процессом, а возможно и недоступным, так как обычно газ на входных сооружениях завода СПГ имеет качество по углеводородам согласно СТО Газпром 089–2010 и, соответственно, низкое содержание С5+ фракции.
В настоящее время в Российской Федерации все проекты средне- и крупнотоннажного производства СПГ рассматриваются в условиях холодного или арктического климата, где использование изопентана с температурой кипения 28 °C скорее всего является нерациональным решением. Поэтому, изопентан далее исключается из состава смеси.
Смесь бутанов также является продуктом фракционирования сырьевого газа. Конечно, для наиболее точной настройки смесевого цикла необходимо добавлять чистые компоненты, однако, на заводах СПГ как правило не разделяют бутаны на изомеры, так как этот процесс является энергетически затратным и требует колонное оборудование больших размеров. Поэтому при дальнейшей оптимизации цикла смесь бутанов оставляем в таких же пропорциях, которая была в исходном хладагенте. Результаты оптимизации представлены на рис. 5.

Оптимизация SMR процессов охлаждения – задача с большим количеством неизвестных. Увеличение давления в SMR контуре, отказ от изопентана и оптимизация состава позволили сократить энергопотребление GMR цикла с 330,4 кВт·ч/т СПГ до 310,1 кВт·ч/т СПГ, что ставит его на один уровень энергопотребления с обычными SMR циклами, для которых характерно иметь энергопотребление в районе 300 кВт·ч/т СПГ.
Подводя итоги выполненного сравнительного анализа технологии сжижения природного газа «Gazprom MR», можно отметить следующее:
Данная технология представляет собой каскадной холодильной процесс с двумя хладагентами: SMR и азотом, что позволяет увеличить единичную производительность линии относительно циклов с одной парокомпрессионной холодильной машиной на SMR, предел единичной производительности которой составляет около 1,5 млн т/год СПГ;
Количество оборудования в данном цикле эквивалентно циклам, используемым в крупнотоннажном производстве, таких как C3MR и DMR, однако, даже с учетом применения дополнительной азотной холодильной машины, по производительности единичной линии данная технология вряд ли перешагнет производительность 3 млн т/год;
По энергоэффективности данная технология несколько уступает технологиям DMR и C3MR и не имеет явных преимуществ по остальным параметрам, таким как простота теплообменного оборудования, простота процессов регулирования и эксплуатации и т.п;
Технология «Gazprom MR» имеет потенциал улучшения энергоэффективности для применения на производственных мощностях в диапазоне производительностей 1,5–3 млн т в год СПГ. Для мощностей производства менее 1,5 млн т в год использование технологии GMR нецелесообразно ввиду отсутствия явных преимуществ относительно традиционных SMR-циклов. Для мощностей производства свыше 3 млн т в год использование данной технологии будет затруднительно ввиду отсутствия возможности масштабирования SMR coldbox, а также ввиду наличия более энергоэффективных процессов и, соответственно, циклов, их использующих.

Сообщение Сравнительный анализ российской технологии сжижения природного газа Gazprom MR появились сначала на Энергетическая политика.