Российская газовая отрасль стремительно теряет рентабельность. Зарабатывать на сырьевом экспорте больше не получается. Рост доходности возможен через развитие внутреннего спроса и увеличение глубины переработки
Прежняя бизнес-модель, при которой ультрапремиальный экспорт субсидировал низкорентабельный, а порой и убыточный внутренний рынок, рухнула — к такому выводу пришли участники отраслевой конференции «Евразийский газ: диверсификация, Арктика и новые рынки», проведенной группой Creon на прошлой неделе в Москве.
Тот факт, что 73% добытого газа потребляется внутри России, не делает местный рынок приоритетным. Маржинальность поставок внутри страны ниже экспортных, а цена регулируется государством.
«Все, что касается экспорта, всегда было сверхрентабельно. А на внутреннем рынке есть и неплатежи, и социальная нагрузка, которую несут компании», — пояснил гендиректор Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института (ВНИГНИ) Павел Мельников.
С потерей покупателей из Европы старый механизм оказался нежизнеспособным. «На мировых рынках СПГ конкуренция ужесточается. И несмотря на текущий кризис на Ближнем Востоке, мы столкнемся с избытком предложения и трансформацией рынка в рынок покупателя со снижением цен», — уверен эксперт консалтинговой компании Kept Никита Иллерицкий.
Изменение конъюнктуры коснулось и внутреннего рынка. Доля нефтегазовых доходов в бюджете Российской Федерации сейчас находится на историческом минимуме (22,7%), равно как и процент нефтегазового сектора в ВВП — 13%. «Дешевый доступный газ в стране заканчивается. И эта дешевизна заканчивается как на уровне скважины, потому что себестоимость за последние годы выросла на 35–40 процентов, так и на уровне тарифного регулирования», — констатировал Никита Иллерицкий.
На этом фоне прежние глобальные амбиции выглядят иллюзорными. «Цели, которые поставлены по СПГ к 2030 году — 100 миллионов тонн, или 142 миллиарда кубометров, — абсолютно нереалистичны и недостижимы. Те мощности, которые есть и уже строятся, этот объем не закрывают. Пора перестать надеяться, что Россия захватит мегадолю СПГ на мировом рынке или затопит всю Азию своим газом. Главной целью сейчас должно стать снижение затрат по всей производственной цепочке за счет собственных технологий», — заявил эксперт.
Формально наша страна остается в уникальной позиции: 33,5 трлн кубометров доказанных запасов, более 200 трлн кубометров ресурсов, первое место в мире по запасам с долей 22% и второе место по добыче после США. За последние два десятилетия прирост запасов составил 7,5 трлн кубометров, за пять лет открыто 38 новых месторождений, включая уникальное месторождение им. Зиничева в Красноярском крае (свыше 300 млрд кубометров). Однако за этими цифрами скрывается главная проблема: 90% добычи по-прежнему приходится на старые гигантские месторождения Ямало-Ненецкого округа, открытые еще во времена СССР. Новые ресурсы — это либо шельф Арктики, либо Западная и Восточная Сибирь, либо глубокие горизонты. И с каждым из этих направлений возникают серьезные трудности.
Первая проблема — технологическая. Для работы на арктическом шельфе, особенно в восточной его части, по словам Павла Мельникова, технологий пока нет не только у нас, но и в мире. Вторая сложность — инфраструктурная: значительная часть новых запасов находится вдали от транспортных магистралей, поэтому освоение таких месторождений откладывается на неопределенный срок. Третья — финансовая. Хотя общий объем инвестиций в геологоразведку с 2022 по 2025 год вырос с 315 млрд до 340 млрд рублей, бюджетное финансирование сократилось с 13 млрд до 10 млрд. «А цикл подготовки запасов — это не пять и не семь лет, а гораздо больше», — отметил ученый. Компании сокращают геологоразведочные работы, и только государство могло бы обеспечить стабильно, но его вложения падают. «Для воспроизводства запасов необходимо продолжить финансирование геолого-разведочных работ за счет бюджета, разработать механизмы стимулирования ГРР в труднодоступных регионах, в том числе на шельфе арктических и дальневосточных морей, распространить налоговый вычет по затратам на ГРР, который сейчас действует на шельфе, и на сушу тоже», — резюмировал руководитель ВНИГНИ.
Отдельную проблему представляет газ Восточной Сибири и Дальнего Востока. Он многокомпонентный, «жирный», содержит гелий, бутан, пропан и ряд других компонентов. Все перечисленное нужно извлекать, хранить и реализовывать, а это целый комплекс проблем, который только начинает решаться — в частности, благодаря запуску Амурского ГПЗ. Кроме того, западная газотранспортная система страны до сих пор не увязана с восточными трубопроводами, прежде всего с «Силой Сибири». Ресурсная база у РФ колоссальная, но для ее вовлечения в оборот потребуются десятилетия: нужны уникальные технологии, огромные инвестиции и политическая воля. Пока же новые запасы остаются скорее геологическим потенциалом, чем работающими активами.
Когда речь заходит о том, как России компенсировать потерю премиального рынка, эксперты сразу вспоминают о «восточном развороте». Но политическая декларация и реальные экономические и инфраструктурные условия — разные вещи.
Первая и важнейшая проблема здесь — разобщенность ресурсных баз. Газ, который десятилетиями шел в Европу, добывался на гигантских месторождениях Западной Сибири (Надым-Пур-Тазовский регион, Ямал) — интегрированных в Единую систему газоснабжения (ЕСГ), ориентированную на западное направление.
«Ресурсная база для поставок в Европу и ресурсная база для поставок в Азию — это две большие разницы. И пока эти базы никак не соединены», — подытожил доктор экономических наук, профессор, член Научного совета РАН по системным исследованиям в энергетике Андрей Конопляник. Отсутствие технологической «перемычки» между западной и восточной газотранспортными системами делает физическое переключение потоков невозможным: газ с Ямала просто не может дойти до Китая. Действующий трубопровод «Сила Сибири», обеспечивающий поставки в КНР, базируется на Чаяндинском и Ковыктинском месторождениях в Якутии и Иркутской области, которые до его строительства вообще не имели выхода на рынок.
Независимые производители оказываются в ловушке: они не в состоянии монетизировать свои запасы. «Добыча независимых производителей в Восточной Сибири — НК “Роснефть”, “Алроса-Газ”, ГДК “Ленск-газ” — по итогам прошлого года составила порядка семи-восьми миллиардов кубометров. Что произошло с этим газом? Факел. Потому что нет возможности его дать в газопровод. “Сила Сибири” построена так, что никто в эту трубу попасть не может» — так описал ситуацию в отрасли гендиректор независимой группы экспертов «АК-ЛАБ» Александр Климентьев.
Вторая проблема заключается в нехватке свободного газа для внутренних нужд и отсутствии новых экспортных проектов. Складывается парадоксальная ситуация: при имеющихся колоссальных запасах газа в России, на Дальнем Востоке, в непосредственной близости от рынков АТР, наблюдается его острый дефицит. Европа была рынком трубопроводного газа, для которого была выстроена разветвленная инфраструктура. На азиатском же рынке доля трубопроводного импорта в разы меньше. Основой будущего роста может стать развитие в России СПГ-индустрии. Но санкции блокируют доступ к критическому оборудованию для сжижения и к танкерам ледового класса, а западные конкуренты (США, Катар) тем временем активно наращивают мощности, налаживают более выгодную логистику и снижают себестоимость своей продукции.
«Наиболее логичным решением в связи с заявленным разворотом на Восток должно было бы стать развитие проектов по сжижению газа на Дальнем Востоке. Обеспечить эти СПГ-проекты природным газом возможно только при условии строительства новых магистральных газопроводов с месторождений независимых газовых компаний», — добавил Александр Климентьев.
При этом сами азиатские покупатели, в первую очередь Китай. — это принципиально иной тип контрагентов: они не готовы платить европейскую премию, имеют жесткую переговорную позицию, апеллируя к угольному индексу как к нижней границе цены, и у них колоссальный выбор поставщиков СПГ. Как отмечают эксперты, российский трубопроводный газ для азиатских потребителей может оказаться дороже катарского СПГ на 15–20% из-за транспортного плеча, что ставит под вопрос экономическую эффективность многих проектов.
«Никакого поворота на Восток, с моей точки зрения, нет», — шокировал участников конференции Андрей Конопляник. Речь идет не о резком развороте после 2022 года, а об эволюционном процессе, который начался еще в начале века, когда сложился экономически эффективный спрос в Азии, позволяющий осваивать ресурсы Восточной Сибири. По мнению профессора, ЕС к 2027 году обнулит импорт российского газа независимо от обстоятельств. Поэтому нашей стране необходимо сместить фокус с экспорта ресурсов на экспорт энерготехнологий и электрификации, используя энергетическую бедность как общую цель кооперации со странами глобального Юга.
«Мы должны экспортировать не газ, а энерготехнологии: модульные решения, малотоннажный СПГ в связке с газотурбинными установками, плавучие электростанции. И делать это не через повышение импортных пошлин, а через снижение издержек и серийность производства. Для финансирования мы можем использовать механизм СРП и эмиссию гособлигаций под будущую прибыльную продукцию — это даст неинфляционное проектное финансирование. А главное, нам нужно пересмотреть отношение к Договору к Энергетической хартии, потому что страны ЕС из него вышли, а большинство государств глобального Юга остались, и это лучший инструмент защиты инвестиций», — подчеркнул ученый.
После введения санкций поставки отечественного газа в Китай увеличились втрое, но даже такие объемы несопоставимы с теми, которые ранее шли в ЕС, отметила научный сотрудник Института развития интеграционных процессов Всероссийской академии внешней торговли при Минэкономразвития России Лидия Гиваргизова. Ее доклад на конференции Creon был посвящен формированию газового рынка Евразийского экономического союза. «Союз перестал быть просто транзитным коридором и начал превращаться в автономный энергетический хаб, но эта трансформация еще в процессе», — полагает она.
Формально с 2025 года существует «общий рынок газа», но пока он работает лишь как единое технологическое пространство (единые трубы). «Главным камнем преткновения остается разница в подходах к ценообразованию для национальных потребителей. Наши партнеры по ЕАЭС, прежде всего Армения и Беларусь, настаивают на принципе равных конкурентных условий и требуют для себя такие же цены, как, например, в Смоленске», — рассказала Лидия Гиваргизова.
В ЕАЭС газ дешевле всего обходится потребителям в Казахстане (66 долларов за тысячу кубов), России (100–120 долларов), Беларуси (124 доллара), Киргизии (235 долларов) и Армении (390 долларов). Установить единую рыночную цену для всех невозможно из-за сложностей с транспортировкой, субсидий и соцнагрузки в странах. «Для “Газпрома” и других поставщиков это означало бы работу на грани или ниже себестоимости», — заключила эксперт.
Таким образом, пока поставки в ЕАЭС представляют не финансовый интерес, а выгодны с точки зрения политического влияния и сохранения контроля над трубами.
После утраты премиальных европейских рынков и крушения прежней модели, где экспорт субсидировал внутреннее потребление, российской газовой отрасли пришлось искать новую точку опоры внутри страны. И точкой роста, хотя и низкомаржинальной, неожиданно стал местный рынок.
Один из драйверов развития — обеспечение газом внутренних потребителей. По подсчетам ЦДУ ТЭК, уровень газификации страны достиг к 2025 году 75,3%, рост за 10 лет рост составил девять процентных пунктов (66,2% в 2015-м). К 2030 году показатель планируется довести до 83%. Однако это потребление низкомаржинальное — при цене газа около 10–12 рублей за тысячу кубометров «той выручки, которая была на экспорте, это не даст», замечает Никита Иллерицкий.
«Использование малотоннажного СПГ может стать хорошим решением для газификации населенных пунктов, удаленных от Единой системы газоснабжения. В 2025–2026 годах этот формат стал ключевым инструментом для газификации удаленных территорий Дальнего Востока, Севера и Сибири», — заявила начальник отдела мониторинга газовой отрасли ЦДУ ТЭК Анастасия Артамонова. По ее словам, к концу прошлого года доля российского оборудования в проектах малой мощности достигла 80–90%, что сделало этот сегмент менее зависимым от санкций.
Но несмотря на то, что в 2025 году было запущено большое количество малотоннажных производств, а их общая мощность увеличилась до 457 тыс. тонн, загружены они не более чем на 30%, рассказал президент Национальной ассоциации СПГ (НАСПГ) Павел Сарафанников. Без расширения сбыта сегмент газомоторного топлива и автономной генерации может столкнуться с коллапсом, предупредил эксперт.
Высокомаржинальной альтернативой газу, по мнению Никиты Иллерицкого, является газохимия. Технологии в России есть, аммиачно-метанольная цепочка работает, но все упирается в логистику: как дотащить удобрения на Восток? «Никто не строил эти мощности на Дальнем Востоке. Сооружение Находкинского завода удобрений не могут закончить уже много лет: его пришлось перепроектировать под “дружественное” оборудование. Но там объективно существует проблема газа. Пока нет перемычки между западной и восточной газотранспортными системами, это все не заработает», — считает эксперт.
Александр Климентьев отметил, что переход в газохимию рассматривается не столько ради повышения маржинальности, сколько потому, что удобрения и метанол, в отличие от СПГ, не подпадают под санкции. Разворот должен заключаться не в перенаправлении товарных потоков, а в создании новых производств на Дальнем Востоке. Рынок АТР — логично приблизить производство к рынку, сократить логистику и риски.
А пока газа в стране не хватает. «В России газ дешевле, чем в Соединенных Штатах. Но в США при этом можно купить дорогой газ, а у нас дешевый купить нельзя», — недоумевает Климентьев.
Газ должен быть на берегу — там, где строятся крупные перерабатывающие мощности, где идет развитие любого крупного газохимического газоперерабатывающего проекта. «Северные потоки» не были ориентированы на внутренний рынок: их трубы проходят через Ленинградскую область, но получить газ для российского рынка невозможно. Поэтому в Балтийском регионе нет газохимических проектов, полагает эксперт.
Единственной стратегией, которая может сработать, Александр Климентьев назвал глубокую вертикальную интеграцию: «Нужно строить все. Заводы, газовозы, приемные терминалы вплоть до газоиспользующих предприятий: энергетика, удобрения и так далее».
«На лидерство мы претендовать в ближайшие пять-десять лет, скорее всего, не будем. Но зарабатывать и развиваться можем», — резюмировал Никита Иллерицкий.