Сегодня мы будем обсуждать, может быть, несколько неожиданную для предновогодних дней тему — развитие рынка сжиженного природного газа. Откуда взялась такая идея? СПГ — это рынок, который очень широко обсуждается, занимает очень большую долю мировой энергетики. Но для человека, живущего в России, даже того, кто занимается экономикой, все равно в этом есть какая-то неожиданность, потому что мы привыкли, что газ — это то, что передается по трубам. И каким образом существует гигантский рынок, вызывающий серьезные флуктуации в мировой экономике, который называется «сжиженный природный газ», не вполне понятно. Поэтому хотелось бы обсудить как историю развития рынка СПГ, который дошел до такой влиятельности, так и текущую ситуацию: перегрев, не перегрев, откуда берутся большие инвестиции, будут ли они окупаться.

Мой первый вопрос — исторический. Насколько я понимаю, первая установка по производству сжиженного природного газа появилась в 1912 году. И тогда этот рынок не стал развиваться именно потому, что появилась технология трубопроводной доставки газа.

Алексей Белогорьев: Давайте начнем с самого начала. Сжиженный газ — это обычный природный газ, состоящий прежде всего из метана, который охлаждается при экстремальной низкой температуре — минус 162 градуса Цельсия, благодаря чему его объем уменьшается примерно в 600 раз. И это, собственно, то, ради чего все делается. Потому что благодаря этому его можно транспортировать на значительные расстояния. У СПГ есть два основных преимущества по отношению к трубопроводному газу. Первое: вы можете загрузить газ в любой точке А на побережье Мирового океана и доставить его в точку B, расположенную на другом конце планеты, если это тоже побережье. Это резко расширяет число возможных поставщиков и потребителей.

Например, возьмем Тринидад и Тобаго. Небольшое островное государство в Карибском море, у него мизерный собственный рынок и возможность поставки по трубопроводу потенциально только в Венесуэлу, где этот газ не нужен. А благодаря тому, что там был построен завод по производству СПГ, Тринидад и Тобаго сегодня один из значимых поставщиков и для Азии, и для Европы. И таких примеров много. Сейчас активно развиваются проекты СПГ в Африке. В прошлом году начались первые отгрузки в Мозамбике. В этом году в Конго будет введен завод. В ближайшие несколько лет еще несколько африканских стран присоединится к пулу поставщиков.

Второе — это гибкость, потому что если вы транспортируете газ по трубопроводу, то на десятилетия связываете месторождение или группу месторождений с конечным центром потребления. А партию СПГ можно перенаправить даже уже в пути. Она идет где-то, прошла середину маршрута, и трейдер решил из каких-то соображений ее направить в совершенно другой регион мира. В прошлом году таких случаев было много.

Татьяна Гурова: То есть СПГ — это мобильно транспортируемое топливо с высокой энергетической отдачей?

А. Б.: По теплотворной способности это обычный газ. Почему эта технология доставки газа потребителю долгое время не была востребована? Во-первых, сам рынок газа был маленький вплоть до 1970-х — 1980-х годов. На самом деле рынок газа, как мы его знаем сейчас, — это следствие нефтяного шока 1973 года, когда появилась необходимость резко снизить потребление нефтепродуктов, в том числе в электрогенерации.

Т. Г.: И как раз началось вовлечение газа?

А. Б.: Да, в том числе за счет газа, атомной энергетики, возобновляемая энергетика тоже тогда начала развиваться. Первые крупнотоннажные поставки СПГ были из Алжира в Великобританию в 1965 году, а потом уже из Аляски в Японию и в целом в Азию. А потом подключились Бруней, Малайзия, Индонезия, ряд ближневосточных стран. СПГ был нужен и до сих пор он нужен там, где невозможно либо экономически нецелесообразно создание крупных газопроводов.

Первые крупнотоннажные поставки СПГ были из Алжира в Великобританию в 1965 году, а потом уже из Аляски в Японию и в целом в Азию. А потом подключились Бруней, Малайзия, Индонезия, ряд ближневосточных стран. СПГ был нужен и до сих пор нужен там, где невозможно либо экономически нецелесообразно создание крупных газопроводов

На самом деле развитая трубопроводная газотранспортная инфраструктура — это только Северная Америка и Евразия, включая Европу, Россию, Китай, Центральную Азию. В какой-то мере она начинает развиваться на Ближнем Востоке, прежде всего это Иран, но намного меньше. Все остальные регионы, которые лежат к югу от этих зон, лишены возможности трубопроводной доставки. Там есть крупные газопроводы, но их мало. И они очень фрагментированы. В Южную Азию до сих пор нет ни одного крупного газопровода. Было много идей тянуть его из Туркменистана, из Ирана, через Пакистан, но до сих пор ничего не построено и перспектива очень туманна, а в Индии потребление СПГ растет и ставка делается именно на него.

То же самое в Латинской Америке, в Африке, правда, в Африке пока нет потребления СПГ, строго говоря. Это будущий Клондайк.

Т. Г.: А почему будущий Клондайк?

А. Б.: Потому что в целом потенциал роста спроса на энергию, особенно в электроэнергетике, в африканских странах, в том числе в странах южнее Сахары, весьма велик, как и в целом потенциал экономического роста. И кроме того, центры потребления потенциальные сосредоточены как раз вдоль побережья, особенно в Западной Африке.

А в целом рынок СПГ по-прежнему сконцентрирован в трех регионах. Это Северо-Восточная Азия, Европа и Южная Азия — Индия, Пакистан, Бангладеш. Все остальное достаточно второстепенные по объему рынки.

Т. Г.: Конечная цена или себестоимость, о чем удобнее говорить, газа сжиженного и газа трубопроводного — какие у них соотношения?

А. Б.: Это очень сильно зависит, во-первых, от стоимости газа на скважине и от того, как далеко нужно транспортировать газ до места сжижения. Например, в США достаточно большие расстояния, потому что заводы расположены преимущественно в Мексиканском заливе на побережье, а газ далеко не всегда добывается рядом. И, соответственно, зависит от себестоимости самого сжижения, а дальше — хранения и транспортировки. Как и во многих других энергетических технологиях, наблюдается постепенное снижение себестоимости и есть потенциал снижения, но он ограничен.

Если взять совсем грубо, то трубопроводный газ транспортировать дешевле при дальности транспортировки до четырех-пяти тысяч километров. Хотя, опять же, многое зависит от условий транспортировки. Но если мы говорим про более отдаленные расстояния, а СПГ поставляется на 10‒20 тысяч километров, то там, конечно, СПГ будет экономически более целесообразен. Тем более что зачастую иной возможности инфраструктурной доставить газ туда просто нет.

Александр Ивантер: И у нас есть еще специфика момента: часть газовой трубопроводной инфраструктуры в Европе намеренно разрушается. Европа намеренно себя ввела в состояние повышенного спроса на СПГ.

Т. Г.: Можно так сказать?

А. Б.: Ну я не знаю, вопрос, кто виноват, такой немножко философский, наверное. Но то, что Европа сейчас замещает очень высокую зависимость от российского трубопроводного газа, который доходил до 40‒45 процентов для Европейского союза, примерно такой же зависимостью, чуть меньшей пока, от американского СПГ, — это правда. И это ощущается отдельными европейскими экспертами и политиками как вполне серьезный риск, потому что любая зависимость чревата последствиями. Например, в Германию в этом году начались поставки, там доля американского СПГ достигает 79 процентов в общем объеме импорта. Но доля СПГ в Германии пока не так велика. Там преобладает норвежский газ трубопроводный.

Т. Г.: В начале разговора про себестоимость вы сказали, что главные потребители СПГ сейчас — это Северо-Восточная Азия, Европа и Южная Азия. А каким образом в Европу пробрался вообще СПГ в прежние времена, если была огромная связь с Советским Союзом, были колоссальные поставки газа по трубопроводу?

А. Б.: На самом деле СПГ в Европе появился раньше, чем российский трубопроводный газ. Как мы уже говорили, первая поставка была из Алжира в Великобританию. Долгие годы весь мировой рынок СПГ был элитным клубом. Очень ограниченное число поставщиков, горстка буквально, и столь же ограниченное, чуть большее, число потребителей, в основном это экономически наиболее развитые страны: Япония, Корея, Тайвань и ряд европейских стран. Ну еще США какое-то время были на этом рынке. Вот, собственно, и всё.

Т. Г.: Потому что дорого?

А. Б.: Дорого создание инфраструктуры. Для того чтобы СПГ принять, нужно построить регазификационный терминал, что требует больших капитальных вложений. Плюс нужно строить трубопроводы от этого терминала до потребителя. Долгое время, до конца 2000-х, это просто не было востребовано по экономическим причинам. А бум СПГ на глобальном Юге начался где-то с 2008‒2009 года и продолжился в 2010-е. Китай импортировал первую партию СПГ в 2006 году, примерно тогда же Индия. Это был переломный момент, когда рынок СПГ из состояния элитарного клуба перешел в более или менее массовое явление. На нем среди потребителей появились страны с низким уровнем доходов. Например, Бангладеш, довольно быстро сейчас растущий рынок.

Здесь надо еще отметить, что мощности регазификации примерно в два с половиной раза превышают в мире в целом объем годового импорта. Годовой импорт СПГ сейчас где-то 400 миллионов тонн, а мощности по регазификации — миллиард тонн.

Т. Г.: Такой резерв?

А. Б.: Нет, просто потребление СПГ сезонно неравномерно. И, допустим, в Японии и Корее просто нет развитой системы подземных хранилищ газа, где можно было бы летом этот газ запасать, а зимой использовать. Есть возможность хранения самого СПГ на любом приемном терминале, но там относительно небольшие объемы. Зато в период пикового спроса регазификационные мощности используются на 80‒90 процентов.

Россия на рынке СПГ

Т. Г.: Давайте чуть-чуть про Россию. Правильно я понимаю, что мы включились в эту историю достаточно поздно?

А. И.: В 2009-м первая отгрузка СПГ с «Сахалина-2».

Т. Г.: И это произошло потому, что мы пропустили этот рынок, поскольку были увлечены трубопроводами.

А. Б.: «Газпром», как ответственный за экспорт газа в России, долгое время очень скептически относился к перспективам и целесообразности поставок СПГ. Были довольно острые дискуссии на эту тему в 2000-е годы. И в какой-то мере «Газпром» оказался прав: с 2011 по 2014 год мировой рынок СПГ стагнировал. В Европе в первой половине 2010-х спрос на газ вообще снижался и потом уже начал расти после 2015‒2016 года. В большинстве стран Западной Европы был достигнут какой-то уровень насыщения, а в Восточной Европе экономический рост был слабым и не обеспечивал достаточного прироста спроса на газ. Кроме того, газ проигрывал конкуренцию углю, тогда еще так массово угольные станции не выводили с рынка.

Т. Г.: Так вот, Россия вошла на рынок СПГ в 2009 году. Насколько я понимаю, у нас ключевой игрок на этом рынке — «НоваТЭК», получающий достаточно большие льготы и осуществляющий достаточно большие инвестиции. Это как-то связано с Северным морским путем. То есть мы серьезно делаем ставку на рынок СПГ. Это правильная ставка?

А. Б.: Давайте вернемся к «Газпрому». «Сахалин-2», в рамках которого работает наш единственный проект по сжижению на Дальнем Востоке, изначально не газпромовский. Это проект международных инвесторов во главе с Shell, разрабатываемый на условиях соглашения о разделе продукции. Добыча газа в Сахалинской области изначально затачивалась под экспорт СПГ. Когда она достигла необходимого объема, этот завод (в Пригородном, на Юге Сахалина. — «Монокль») был построен, и начались отгрузки. «Газпром» вошел в проект в 2007 году, приобретя контрольный пакет. К этому моменту это был уже готовый проект практически. Поэтому дальнейшее развитие российской СПГ-отрасли было связано в основном уже с «НоваТЭКом».

У нас есть монополия «Газпрома» на экспорт трубопроводного газа. И у других компаний, которые хотели развивать добычу газа, было два пути. Либо пытаться отвоевывать у «Газпрома» внутренний рынок, что, в общем-то, «Роснефть» и «НоваТЭК» довольно успешно делали в последние годы. Но это не очень маржинальные, прямо скажем, поставки, поскольку цены на газ на внутреннем рынке намного ниже экспортных. Либо второй вариант — развивать производство СПГ и добиваться права на его экспорт. «НоваТЭК» пошел именно по этому пути и получил возможность самостоятельного экспорта СПГ, как и «Роснефть», в 2013 году. И все основные заводы, о которых мы сейчас говорили и будем говорить, — это в основном проекты «НоваТЭКа».

У «Газпрома» есть из построенных только «Портовая СПГ» в порту Высоцк под Выборгом, она введена в эксплуатацию прошлой осенью. Это среднетоннажный завод мощностью полтора миллиона тонн в год. И у него есть проект «Балтийский СПГ» в Усть-Луге, который, вероятно, будет введен в строй не раньше 2026‒2027 года. У «Газпрома» по-прежнему достаточно консервативная позиция по СПГ, хотя сейчас, конечно, он в большей степени, чем кто-либо, заинтересован в СПГ после того, что произошло в прошлом году на европейском рынке.

Т. Г.: Понятно, что для конкретного «НоваТЭКа», который не имеет альтернативной большой возможности экспорта, ставка на СПГ логична. Но «НоваТЭКу» предоставляются достаточные большие льготы для того, чтобы вести эти проекты. И в принципе они все время оценивались как крайне перспективные: мы должны выйти на этот рынок, мы должны научиться строить заводы, мы должны иметь собственные газовозы и так далее. Эта ставка России, нашей страны целиком, не отдельно «НоваТЭКа» на рынок СПГ оправданна?

А. Б.: Довольно сложный вопрос. Смотря как мы оцениваем эффективность этих проектов. Совершенно правильно вы отметили, что у СПГ очень серьезные льготы и по пошлине, и по налогу на добычу полезных ископаемых. И, в общем-то, отдача для государства, для бюджетных доходов от экспорта СПГ относительно ниже, чем от трубопроводного газового экспорта. Кроме того, по всем известным мне оценкам, маржинальность поставок СПГ в любые регионы, какие бы мы ни взяли, будет ниже, чем маржинальность поставок трубопроводного газа в Европу, которая была. Но эта альтернатива была до февраля 2022 года, сейчас альтернатив увеличению экспорта газа, кроме как в виде СПГ, нет. Есть, понятно, проект «Сила Сибири — 2», который остается в подвешенном состоянии, но это все равно один проект. Да, он очень большой, на 50 миллиардов кубометров, но, во-первых, не до конца понятно, будет ли он все-таки реализован, и если будет, то в какие сроки. В любом случае не раньше 2030 года в самом оптимистичном сценарии. И даже если этот проект будет реализован, это намного меньше тех планов, которые сейчас есть по экспорту газа. То есть если мы хотим увеличивать объемы поставок газа за рубеж (опять же вопрос, нужно ли это), то альтернативы СПГ, в общем-то, нет.

Напомню цифры. Трубопроводные поставки российского газа в ЕС в 2021 году составляли 140 миллиардов кубометров, в прошлом году они упали до 60 миллиардов кубометров, в этом году будет около 20 миллиардов. То есть за два года поставки упали в семь раз. Я думаю, что при самом благоприятном сценарии, если предположить нормализацию политических отношений с ЕС, они могут восстановиться до 60 миллиардов. И это действительно очень оптимистично, потому что в Европейском союзе еще и спрос на газ продолжает падать, и, по планам европейцев, он будет сокращаться до 2030 года. Чем у́же будет рынок, тем меньше потенциал для поставок из России. И чем дольше разрыв связи происходит, тем больше образуется других связей, других контрактов, в том числе долгосрочных.

Т. Г.: Ну а если мы претендуем на рынок газа Южной Азии, то никаких других сценариев, кроме СПГ, нет?

А. Б.: Теоретически можно построить трансафганский газопровод из Туркмении до Индии и к нему подключить российский газ. Но, во-первых, это не нужно Туркмении, а во-вторых, сам этот газопровод вызывает много вопросов. Он обсуждается, наверное, лет двадцать пять. Других вариантов нет. Мы, по сути, исчерпали все рынки, куда можно поставлять газ трубопроводом.

Переинвестирован?

А. И.: Кажется в этих условиях, что рынок СПГ — это палочка-выручалочка. Но возникают определенные сомнения. Я приведу несколько цифр. 400 миллионов тонн — действующий объем торговли СПГ, экспорта и, соответственно, импорта, это больше половины, 56 процентов, международной торговли газом. Наличные глобальные мощности по сжижению — 483 миллиона тонн. Но уже строящиеся проекты и те заводы по сжижению, по которым уже принято инвестиционное решение, — это 178 миллионов тонн, почти 40 процентов от действующих мощностей. Все они будут введены в строй еще до 2030 года. Крупнейшие игроки — Катар, США, ну и наши мощности новатэковские тоже введутся. Нет ли риска перепроизводства и серьезного обвала цен на этом рынке?

А. Б.: Ну это даже не риск, это практически факт. Да, действительно, если добавить еще и все заявленные проекты, которые обсуждаются, то к 2030 году избыточный объем мощностей может достичь текущего потребления, то есть примерно 400 миллионов тонн. Понятно, что бóльшая часть этих мощностей не будет построена, но сейчас как раз все новые СПГ-проекты в мире конкурируют за то, чтобы вообще появиться. Конкурируют за новые контракты, за деньги инвесторов. Конкуренция ужесточается год от года. В этом году небольшой прирост мощностей, в следующем будет больше, но начиная с 2025‒2026-го будет просто бум ввода новых проектов в США, в Катаре, в России, еще в ряде стран. И я не назвал бы это кризисом перепроизводства, это просто формирование большого объема свободных мощностей сжижения.

А. И.: А падение цен будет? И как тогда будут окупаться проекты, даже те, которые выиграют гонку за существование?

А. Б.: Падение цен должно быть. Начиная с 2026 года цены будут падать, но на какую величину, до какого предела, никто сейчас не скажет.

А. И.: Катар уже прокладывается, он заключает долгосрочные контракты на СПГ со своих новых проектов. Уже половину своих приростов он законтрактовал.

А. Б.: У Катара на самом деле большой объем новых мощностей, чуть больше 31 миллиона тонн в год, но они все считаны и пересчитаны, все они будут введены с 2025 по 2027 год, и у него нет возможностей и явных планов дальнейшего увеличения экспорта. Основная конкуренция сейчас идет между США и Россией. Две страны, у которых очень большие и очень амбициозные планы и возможности по строительству новых мощностей. Много избыточной добычи потенциальной и в принципе неплохая возможность создания заводов. Понятно, где их создавать, более или менее понятна их экономика, и есть достаточно большой интерес со стороны потенциальных потребителей.

И те санкции, которые США вводят очень активно начиная с сентября, — это попытка, формально привязанная к украинскому кризису, выдавить неэкономическими методами Россию как ключевого конкурента.

Что касается Европы, то у нее на самом деле позиция сугубо политическая. Вот там экономики нет никакой. Да, мы слышали в течение последних полутора лет много заявлений и со стороны Еврокомиссии, и отдельных правительств, особенно Испании, что нужно прекратить импорт российского СПГ настолько быстро, насколько это возможно. И сейчас принимается решение, которое дает национальным правительствам возможность вводить ограничения на бронирование мощностей регазификационных терминалов для поставок из России. Я думаю, что до 2026 года этого скорее всего не будет. При этом, собственно, на экспорте наших заводов, прежде всего «Ямал СПГ», это ограничение вряд ли скажется. Есть европейские компании, у которых есть контракты с Россией, и даже если они не смогут поставить в Европу, то им придется просто СПГ все равно забирать и поставить на какие-то другие рынки. Но потенциально мы можем потерять европейский рынок, речь именно об этом. Если политически в наших отношениях с ЕС ничего не изменится, то я думаю, что где-то к 2026 году, максимум к 2027-му, путь для российского СПГ в Европу будет закрыт.

Т. Г.: Ну, в ЕС закроется. Так есть же Южная Азия.

А. Б.: Здесь проблема, опять же, логистики, потому что от «Ямал СПГ» до, допустим, бельгийского порта Зебрюгге от девяти до тринадцати суток пути. А чтобы тот же газ доставить в Индию или в Китай, нужен месяц.

А. И.: Ну и нужны суда другого типа?

А. Б.: Не обязательно. Есть проблема судов ледового класса, для этого создаются перевалочные пункты в Мурманской области и на Камчатке, но главное все-таки длительность транспортировки, потому что если у вас есть один танкер, который может в одном случае дойти за десять дней, а в другом за тридцать, то во втором случае этот танкер вы сможете использовать в три раза меньше, а значит, понадобится втрое больше танкеров для вывоза эквивалентного объема груза. А здесь у нас очень большие сложности.

Т. Г.: А у американцев? Они вроде не ближе нас от ключевых центров потребления.

А. Б.: У США нет проблем, потому что их поставки обслуживает почти половина мирового флота СПГ. Они очень привлекательны. А у России в условиях санкций, которые в части СПГ набирают обороты, очень опасно продолжать делать ставку на использование зарубежного флота. До сих пор все наши проекты, кроме «Портовой СПГ», используют преимущественно зарубежный флот и с точки зрения владения, и с точки зрения управления. И «Сахалин-2», и «Ямал СПГ». У «НоваТЭКа», в общем-то, нет своих судов. Есть у «Совкомфлота», но ограниченный парк. Газовозы из недружественных стран либо там застрахованных — это наше узкое место, и по нему будут бить. Если будут введены санкции на заход судов к терминалам российских СПГ-заводов, мы точно потеряем часть флота. У нас есть завод «Звезда» в Приморском крае, но у него ограниченные производственные мощности, а в целом большая часть, процентов 80, газовозов в мире производится в Южной Корее. Набирает обороты Китай. Но у них ограниченные мощности все еще. И они неспособны пока еще суда ледового класса производить.

А. И.: А может, мы теневой флот газовозов соберем? Так же, как мы под нефть собрали.

А. Б.: В отличие от нефтяного флота на рынке газовозов теневого сегмента просто нет. Сам флот весьма специфический и относительно небольшой. В мире где-то 700 танкеров- газовозов разной грузоподъемности.

А. И.: А нефтяных сколько?

А. Б.: Навскидку не скажу, но точно в разы больше, только теневой флот составляет около 600 танкеров. Главное отличие в том, что есть много свободных танкеров для нефтеналивных грузов, которые не связаны контрактами с какими-то конкретными заводами или трейдерами. А на рынке СПГ таких свободных танкеров очень мало. Большая часть задействованы в режиме тайм-чартеров на год или на несколько лет, что сильно ограничивает гибкость этого флота с точки зрения фрахта.

Отношение к газу как к переходному топливу на пути к безуглеродному будущему в последние годы довольно сильно изменилось. В худшую сторону, особенно в развитых странах. Китай по-прежнему в целом благоволит газу. Хотя в последних документах, скажем в 14-м пятилетнем плане, использованы очень осторожные формулировки по отношению к газу

Хватит ли места СПГ?

Т. Г.: Если глобально на это взглянуть: с одной стороны, Саша говорит, что будет преизбыток мощностей, вы это подтверждаете, с другой стороны, растут южные регионы, в частности Африка растет, мы об этом говорили в самом начале, и, в принципе, вроде как спрос на энергетические ресурсы в перспективе 30‒50 лет должен постоянно расти. Неужели СПГ не найдет свое место на этом растущем рынке?

А. Б.: СПГ найдет место, но никто до конца не понимает объем спроса, даже к 2030 году.

Т. Г.: Объем спроса на энергетические ресурсы в целом или конкретно на СПГ?

А. Б.: В целом перспективный спрос на газ весьма неопределенный.

Т. Г.: Почему?

А. Б.: Потому что мы находимся в русле климатической политики. Низкоуглеродная трансформация проходит в разных странах по-разному, но в целом набирает обороты. И отношение к газу как к переходному топливу на пути к безуглеродному будущему в последние годы довольно сильно изменилось. В худшую сторону, особенно в развитых странах. Понятно, что есть ряд стран, например Китай, которые по-прежнему в целом благоволят газу. Хотя и у Китая сейчас сложная позиция. В последних документах, скажем в 14-м пятилетнем плане, использованы очень осторожные формулировки по отношению к газу.

А. И.: Пусть они уголь свой замещают, что они к газу-то привязались? Доля угля в глобальном энергобалансе за последние 50 лет не изменилась. Как была 25 процентов в 1973 году, накануне первого энергокризиса, так и осталась.

А. Б.: На самом деле и Китай, и другие страны, кроме Индии, планируют снижать долю угля, в том числе в энергетике. Вопрос, чем они будут замещать. К сожалению, в Китае ставка делается, очевидно, не на газ. Это прежде всего ветровая и солнечная генерация, то есть ВИЭ, и это атом. И уже только в четвертую очередь газ. Есть алармистские прогнозы Международного энергетического агентства, которое считает, что в 2030 году мир, в том числе Китай, пройдет пик спроса на газ. Я в этом сомневаюсь, но тем не менее. Само это бесконечное давление со стороны климатической политики дестимулирует инвестиции, в том числе у потребителей, и создает большую неопределенность.

Каким будет потребление СПГ в Европе к 2030 году, никто не знает. И сами европейцы ответ на этот вопрос не дают. Европейские компании очень осторожны с заключением долгосрочных контрактов именно потому, что у них впереди маячит снижение спроса. В целом на газ и на СПГ в частности.

А. И.: Лично у меня уверенности в правильности нашей страновой ставки на СПГ не прибавилось. Риск, что мы торопимся на дискотеку, где первых красавиц уже разобрали, остается. А косвенное свидетельство этого риска — Энергетическая стратегия РФ до 2035 года, где целевой уровень производства СПГ дан в размашистой вилке от 80 до 140 миллионов тонн. Текущий уровень — 32 миллиона тонн, я напоминаю. Может быть, России надо сделать ставку на следующую энергетическую технологию? Например, на водород, в который я лично еще меньше верю, чем в СПГ, еще на что-то?

А. Б.: Посмотрите, в чем основная проблема, мне кажется, сейчас, если вообще говорить про газовую отрасль России. У нас все последние 30 лет внутренний рынок газа субсидировался за счет экспорта. То есть все огрехи, все дисбалансы, которые были на внутреннем рынке, покрывались за счет огромных доходов в Европе. И по оценкам «Газпрома», и по независимым оценкам, текущие поставки на внутренний рынок во многих случаях убыточны. Соответственно, «Газпром» активно продавливает повышение внутренних цен на газ. И, в общем-то, отчасти в этом преуспел. В декабре повысили цены для промышленных потребителей. В 2024‒2025 годах тоже будет повышение, уже для всех потребителей. То есть мы идем по пути снижения экономической доступности газа для внутренних потребителей. На мой взгляд, это путь не самый лучший, потому что газ играет большую роль в поддержании устойчивости экономики России в целом.

Соответственно вопрос состоит в том, как попробовать хотя бы частично вернуть возможность перекрестного субсидирования между экспортом и внутренним рынком. Нужно увеличение экспортных доходов. И дальше вопрос: а где это увеличение возможно? Оно возможно в Европе, если будет восстановительный рост спроса. Это политически достаточно сложно. И поэтому маловероятно. И это в любом случае ограничено по объему.

Второй очевидный путь — это Китай, но маржинальность поставок туда намного ниже. Китай имеет возможность выбирать между поставщиками. У него есть центральноазиатский газ, сейчас строится четвертая нитка, есть СПГ, импорт которого Китай очень масштабно наращивает. К тому же быстро растет в Китае и собственная добыча газа. Российский трубопроводный газ в китайской корзине пока самый дешевый. Кроме того, у Китая довольно жесткая позиция по диверсификации поставок: есть жесткое ограничение внутреннее по доле импорта газа в общем потреблении. Это где-то от 40 до 50 процентов, по разным оценкам. И у него есть возможность продавливать свои условия. Поэтому вот уже много лет идет бесконечный переговорный процесс по поводу основных условий поставок по «Силе Сибири — 2». И я не уверен, что «Газпрому» удастся отстоять хорошую для России позицию. В любом случае доходность этих поставок будет относительно невысокой.

И третья возможность — это экспорт СПГ. Здесь основной вопрос в том, способны ли новые российские СПГ-проекты приносить ту же маржу для бюджета. Или, другими словами, могут ли они существовать без нынешних налоговых льгот. А это вопрос открытый. В целом скорее всего да. Но многое зависит от уровня цен на внешних рынках. Как мы говорили, после 2026 года есть очень большой риск довольно радикального снижения цен.

Т. Г.: И они будут с налоговыми льготами?

А. Б.: Пока льготы есть только у проектов «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ — 2». Насчет «Мурманского СПГ» и «Обского СПГ» мы пока не знаем. По этим проектам льготы пока не согласованы. Но в целом, конечно, для государства интересна отмена этих льгот. Государство заинтересовано в том, чтобы как можно больше получать денег от экспорта СПГ, чтобы это хотя бы частично было заменой экспорту трубопроводного газа. Пока СПГ заменой трубопроводного газа не является ни в какой мере. И «Газпром» в этом смысле совершенно справедливо всегда указывал, что СПГ — это, в общем-то, для бюджета не очень интересно.

Т. Г.: А что возражает на это «НоваТЭК»?

А. Б.: «НоваТЭК» говорит про инвестиции, про вклад в экономический рост, про заказы для смежных отраслей промышленности, в чем он прав тоже. Сейчас у нас вынужденное импортозамещение практически всего оборудования происходит для крупнотоннажного сжижения, и, конечно же, СПГ-отрасль — довольно серьезный драйвер для развития отдельных отраслей машиностроения.

Итак, с одной стороны, у «НоваТЭКа» как локомотива СПГ-отрасли нет альтернативы с точки зрения развития бизнеса. Ну, по крайней мере, он не видит разумных альтернатив, а развиваться хочет очень быстро. Но с другой стороны, условия этого развития пока до конца не определены. И, на мой взгляд, будут ужесточаться. Вполне логично, что государство постепенно будет отказываться от льгот и по пошлине, и по НДПИ, и, наверное, это правильно. Выдержат ли это новые проекты, не знаю. Плюс еще есть вопрос о развитии инфраструктуры, потому что государство не только льготами вкладывается в проекты «НоваТЭКа». Оно построило порт Сабетта. Сейчас стоит вопрос о строительстве газопровода в Мурманскую область.

Т. Г.: Получается, что это довольно большой пул рискованных проектов, судьба которых за пределами 2030 года неизвестна. Чисто коммерческая судьба, я имею в виду.

А. Б.: Если мы говорим про сбыт, то это вопрос контрактования, то есть удастся ли заключить долгосрочные контракты хотя бы на 70‒80 процентов будущих мощностей. В принципе, у «НоваТЭКа» очень успешная история контрактования и для «Ямал СПГ», и для «Арктик СПГ — 2», но при том, что на самом деле эти проекты тоже развивались в условиях растущего избытка глобальных мощностей по сжижению. Во второй половине 2010-х годов одновременно Австралия вводила мощности, Россия, США. И на самом деле ситуация была чем-то похожей. Еще до пандемии, в 2019 году, цены на газ в мире были экстремально низкими. Я думаю, что до такого уровня они не упадут все-таки после 2026 года. То есть у «НоваТЭКа» опыт запуска проектов на минимуме цен есть, но с той разницей, что тогда не было такого санкционного давления. И санкции США бьют прежде всего именно по этой болевой точке, пытаясь отпугнуть потенциальных потребителей.

А. И.: Фактически мы нащупали альтернативную модель развития газовой отрасли. Нынешняя модель: мы субсидируем льготами, освобождениями, инфраструктурными инвестициями экспорт СПГ и, соответственно, имеем высокую долю экспорта в газовом балансе. Альтернативная модель — мы замыкаем значительно большую часть газа на внутреннем рынке, поднимаем серьезно внутренние цены на газ и эти же самые деньги тратим не на поддержку экспорта СПГ, а на поддержку адресных целевых потребителей внутри страны и развиваем тем самым более высокие переделы газового сырья внутри России.

Сейчас ключевой вызов для развития российской газовой отрасли — это вопрос, где найти источник денег для поддержания достаточного уровня инвестиций в добычу, транспортировку, хранение газа и распределительные сети, при этом все-таки не повышая радикально цен на внутреннем рынк

А. Б.: Во-первых, перспективы роста внутреннего рынка газа очень дискуссионны даже в текущих ценовых условиях, поскольку все-таки в основных центрах потребления мы достигли достаточного уровня насыщенности. Есть рост в отдельных буквально сегментах, в том числе благодаря газификации, но в целом рынок не то что стагнирует, но, в общем, будет расти медленно.

Если цены при этом будут повышаться, рост потребления газа внутри страны остановится точно. Скорее будет снижение, потому что есть все-таки эластичность по цене. Она пока малозаметна, потому что цены относительно низкие. Если пытаться их довести до какого-то нетбэка условного, то это ударит точно по спросу. И здесь проблема, на самом деле, не население. Понятно, что льготы для населения будут сохраняться. У нас и сейчас растет перекрестное субсидирование между промышленностью и населением по газу. Проблема в промышленности, в коммерческом потреблении.

А. И.: То есть в газохимию вы не верите? Тазики пластмассовые, бамперы автомобильные мы будем сами производить или нет?

А. Б.: Чтобы была газохимия конкурентоспособная, нужно сохранение низких цен на газ. Даже при низких ценах она развивается, скажем так, достаточно медленно. Если цены еще повысить, то это сильно усложнит экономику любого газохимического проекта. Поэтому сейчас ключевой вызов для развития российской газовой отрасли — это именно вопрос, где найти источник денег для поддержания достаточного уровня инвестиций и в добычу, и в транспортировку, и в хранение, и в газовые сети распределительные, при этом все-таки не повышая радикально цен на внутреннем рынке.

Либо мы идем по пути компенсации потери европейского рынка за счет внутренних потребителей. На мой взгляд, это путь экономически опасный, социально опасный, нехороший путь. Либо мы ищем все-таки какие-то источники внутри газовой отрасли.

Если мы сравним экономическую эффективность продуктов, произведенных из одного кубометра природного газа: СПГ, метанола и аммиака, — то доходность СПГ будет все же больше. Но все равно его поставки менее доходны, чем трубопроводный экспорт в Европу. Но здесь мы уже ничего не сделаем. Эта история закончилась. Теперь мы имеем другие рыночные условия, под которые нужно подстраиваться.

Т. Г.: С нами был директор по исследованиям Института энергетики и финансов Алексей Белогорьев. Ищите нас на monocle.ru. Наш телеграм-канал тоже monocle. Спасибо. Будем продолжать работать.