100 мегатонн СПГ в год!? О реалистичности экспортных амбиций руководства России

Расширение производства и экспорта сжиженного природного газа (СПГ) в условиях потери европейского направления является ключевой задачей российского топливно-энергетического комплекса, сообщил вице-премьер РФ Александр Новак. РИА Новости.

LNGnews.RU, 28 марта 2023г. – Как сообщает РИА Новости, вице-премьер РФ Александр Новак, выступая на итоговой коллегии Минэнерго РФ, сообщил о необходимости расширения производства и экспорта сжиженного природного газа (СПГ) в условиях потери европейского направления.

По словам вице-премьера, перед Россией должна стоять задача выйти к 2030 году на производство не менее 100 миллионов тонн СПГ в год. Для этого нужно, с одной стороны, обеспечить соответствующие проекты ресурсной базой, а с другой – обеспечить независимость с точки зрения технологий производства и оборудования. Работа над этим уже идет, сказал Новак. Об этом пишет РИА Новости.

В этой связи в нефтегазовых кругах, в очередной раз обсуждается вопрос возможно ли реализовать новые проекты СПГ и поддерживать действующие с помощью технологической и финансовой помощи государств, которые на данный момент не относятся к «не дружественным». Речь идет о Китае, Индии, Иране…

Однако, чтобы понять уместен ли такой вопрос и каков на него ответ следует поставить несколько чуть более широко сформулированных и, наоборот, – более приземленных вопросов. Если мы говорим о крупнотоннажном СПГ (КтСПГ), то вопросы, следующие:

1. Кто могут быть потенциальные покупатели российского СПГ в 2030 году?
2. Что из этого критического оборудования, ранее закупавшегося за рубежом, может быть произведено в РФ?
3. Что из этого критического оборудования может быть произведено в «дружественных» странах?
4. Что будет если «дружественные» страны перестанут быть таковыми?

Рассмотрим эти вопросы по порядку.

1. СПГ из России вряд ли удастся продать

Строго говоря, оптимизм представителей правительства касательно экспорта СПГ и вообще углеводородов, зиждется исключительно на желании экспортировать. Учитывая, что традиционные покупатели российского газа, как трубного, так и в форме СПГ, уже снизили объемы закупок по причинам, так или иначе с политическими последствиями военных действий Росси в Украине, и эта тенденция сохраняется, то подобные формулировки Новака выглядят висящими в воздухе.

Уже одно это соображение, позволяет закрыть вопрос. Если кто-то станет говорить о рынке Китая, то можно быть уверенным, что такой объем СПГ, который рисует российский вице-премьер, то есть около 59 Мт/год ( Целевые 100 Мт/год – существующие мощности 17,5 Ямал + 10,8 Сахалин-2 + 1,5 Портовая + 0,66 Высоцк ), Китаю, Индии и другим странам на востоке еще надо умудриться продать. Особенно с учетом того, что Силу Сибири и Силу Сибири-2 продать Китаю было не так-то просто.

Если к этому соображению добавить тенденцию снижения закупок российского СПГ европейскими странами, то шанс продать на экспорт такой объем СПГ выглядит еще ниже.

Однако, давайте рассмотрим, все возможные аспекты и сценарии. Допустим, России удастся пристроить весь объем запланированного выпуска СПГ. Но как его произвести?

2. Промышленные ГТУ, криогенные теплообменники и компрессоры КтСПГ к 2030 году в РФ не появятся

В мире существует всего несколько производителей критического оборудования для КтСПГ. Промышленные ГТУ большой мощности для КтСПГ заводов производит Backer Hughes, наследница американского классика отрасли General Electric. Такие-же крупные турбины производят еще немецкая Siemens (Sıemens Energy), Японская MHI, плюс лицензионные аналоги. Однако все действующие крупнотоннажные заводы СПГ всегда оснащались турбинами GE (Frame 5, Frame 7, Frame 9) или паровыми турбинами (на заре СПГ отрасли) или электромоторами (веяние последних лет). У перечисленных конкурентов нет ни одной референции в СПГ отрасли, – только в энергетике.

Будучи вовлеченным в несколько проектов СПГ, во времена своей работы в Siemens, должен отметить, что немецкая корпорация много раз пыталась составить конкуренцию американскому гиганту. В частности, Siemens бился за право поставки газотурбинных агрегатов основного хладагента для Арктик СПГ. Тогда Новатэк выбирал между новой американской авиа-конвертированной турбиной LM9000 от Baker Hughes и ГТУ Industrial Trent (SGT-A65), производимой Sıemens в Канаде. Однако, вскоре после поражения в тендере Новатэк, Siemens расформировал подразделения, занимавшиеся СПГ компрессорами и ГТУ, а ГТУ Industrial Trent снял с производства.

Есть еще один производитель ГТУ, который имеет одну референцию в СПГ, но в среднетоннажном. Это американская корпорация Solar Turbines, продавшая ГТУ Tıtan 250, агрегатированные на мощностях РЭПХ, для российского завода Криогаз Высоцк. Читайте детали в досье проекта на портале LNGnews.RU.

Вторым по уникальности оборудованием для СПГ заводов являются компрессора основного хладагента. Здесь пальма первенства, также принадлежит американской Baker Hughes, вобравшей в себя подразделения и опыт американской GE и итальянской Nouvo Pignone. Несколько референций имеет Eliot Ebara. А Siemens, пытавшийся конкурировать в этой специфической нише, так и не получил ни одной референции. Немецкий концерн выиграл несколько тендеров (Iranian LNG, Magnolia LNG) и даже изготовил несколько больших компрессоров для иранского проекта, но ни один из них так и не был реализован.

В среднетоннажном секторе криогенных компрессоров, выбор производителей чуть пошире. В числе прочего есть опыт и в России. Но об этом позже.

Особое место среди компрессоров для СПГ занимают компрессоры паров СПГ, остающихся в конце технологического процесса сжижения (концевой газ) или появляющихся в результате испарения СПГ в хранилище (отпарной газ). Такие компрессоры в английской литературе называются Boil-off Gas compressor, а по-русски – компрессоры отпарного газа. Здесь пальму первенства в секторе крупнотоннажного СПГ держит Siemens. Одну референцию имеет Eliot Ebara.

Технологическая особенность таких компрессоров – особо низкие температуры сжимаемого метана, – ненамного выше температуры собственно сжиженного газа. На входе в компрессор газ имеет температуру порядка минус 160 градусов.

И третий пункт в перечне критического для производства СПГ оборудования – криогенные теплообменники. Для крупнотоннажных заводов СПГ их производят несколько компаний.

Среди них: Linde, Air Liquide, AIr Product, Chart. То есть, в этой сфере альтернатив за рубежом больше, чем на рынках ГТУ и компрессоров для КтСПГ. В России опыт производства теплообменных аппаратов для среднетоннажного производства имеется у «Атомэнергомаш». Для крупнотоннажного производства таких компетенций в РФ нет.

Строго говоря, для производства СПГ, помимо перечисленного, необходимы и другие виды оборудования, например криогенные насосы, резервуары, системы автоматического управления и т.п. Но наиболее критичным является именно вышеперечисленное.

3. Китай, Индия, Иран России не помощники

Ни у одной из стран, из числа упоминаемых обозревателями нефтегазовой отрасли, нет необходимого опыта в производстве вышеперечисленного оборудования. Возможно, кто-то считает, что китайская промышленность в состоянии в ближайшем обозримом будущем наладить производство больших промышленных ГТУ, криогенных компрессоров и теплообменников. Тут стоит иметь виду, что цикл производства такого рода оборудования полтора- два года, а цикл НИОКР измеряется десятками лет. А на данный момент о каких-либо значимых амбициях в освоении крупнотоннажного производства Китай и Индия не заявляли. И это понятно. Эти страны не обладают такими запасами газа, которые они могли бы экспортировать в виде СПГ. Но даже если какая-то из этих стран приложит усилия в направлении создания собственного производства оборудования для крупнотоннажного СПГ или уже прилагает (о чем лично я не слышал), то ждать результатов на горизонте до 2030 года малоперспективно. Ведь рынок такого оборудования уже насыщен выше упоминавшимися производителями. Более того, часть из них даже уже его покинула.

Особняком стоит Иран, который в этом году заявлял о намерении возобновить часть проектов СПГ. Подробности – в материале LNGnews.RU от 14.08.2022г. Перечень таких потенциальных объектов в Иране приводился в авторском материале на портале LNGnews.RU от 9 апреля 21021г. «400 млрд долларов инвестиций Китая в Иран: Маленький оттенок большой геополитической картины». Насколько продвинулся Иран в этом направлении на настоящий момент достоверно неизвестно. Все выглядит так, что правительство Ирана рассчитывает на свои силы, и возможно на помощь России. По крайней мере, летом 2022 года Иранская национальная нефтяная компания (NIOC) и ПАО “Газпром” подписали меморандум о стратегическом сотрудничестве, предполагающий многомиллиардные инвестиции в иранский добывающий сектор и СПГ проекты.

Что достоверно известно о производственных возможностях Ирана в сфере СПГ? Теоретически, иранская компания MAPNA, получившая в свое время лицензии на производство тяжелых промышленных турбин для энергетики от Siemens (SGT5-4000F или V94.2) может предоставить ГТУ для крупнотоннажных заводов. Но диапазон выходной мощности турбин от MAPNA плохо стыкуется с типовым мощностным рядом ГТУ для СПГ.

Справка LNGnews.RU
На официальном сайте компании MAPNA, заявлен следующий типоряд энергетических ГТУ:
 – MGT-30(1) – 25 МВт
 – MGT-40  – 42,2 МВт
 – MGT-70(3) – 185 МВт
 – MGT-80 – 308 МВт
Кроме того, компания заявляет о готовности производить центробежные компрессоры для технологических газов (проектирование и изготовление по спецификациям, заказанным в диапазоне потребляемой мощности от 200 кВт до 30 МВт и выходным потоком от 600 до 350 000 кубических метров в час при давлении на нагнетании до 350 бар).

Вероятно, иранская компания готовится либо поставить дефорсированную ГТУ, либо начать производство новой на базе одной из освоенных. В любом случае, это дело очень небыстрое. Вспомним перипетии российской ГТЭ-110. Шансы, что российские девелоперы СПГ проектов смогут воспользоваться потенциалом иранской компании до 2030 года весьма низки.

Что касается остальных видов критического для СПГ процесса оборудования, то о них информации не больше.

Тем не менее, если рассмотреть самый оптимистичный сценарий и российские компании смогут найти финансирование и поставщиков критического оборудования для своих проектов СПГ, то тут встает вопрос рисков.

Что будет если «дружественные» страны перестанут быть таковыми?

Думается, на горизонте до 2030 года никто что в текущей ситуации не станет гарантировать сохранение деловых связей российских компаний с любыми зарубежными поставщиками. Представим инвестора, который рассматривает возможность вложения несколько десятков миллиардов долларов в долгосрочный проект и, скажем, через 5 лет может оказаться в ситуации, когда проект останавливается или замораживается из-за невозможности получения оборудования или сервиса, необходимого для работы завода СПГ. К слову, примерно в такой ситуации сейчас находятся СПГ проекты Новатэка и Сахалинской энергии. Какой инвестор станет так рисковать? Вопрос риторический. Ведь и Китай и Иран могут отвернуться от России в любой момент.

Но даже если инвестиции найдутся (допустим государство изыщет), то риск никуда не денется. Следовательно, в текущей ситуации, полагаться на поставщиков вне России в высшей степени неразумно. Такое решение может быть принято только из популистских соображений, но никак не в результате серьезного стратегического анализа.

Попросту говоря какой смысл менять одного зарубежного поставщика на другого!

Но решение есть

Рассмотрим какое оборудование используется в существующих Российских средне- и крупнотоннажных проектах СПГ.

Производственный комплекс «пригородное» проекта «Сахалин-2»

Номинальная производительность – 9,6 Мт/год
Технологический процесс – Shell DMR.
Газотурбинные компрессорные агрегаты основного хладагента – на базе американских ГТУ GE Frame 7E с американскими-же компрессорами Eliot.
Производство чего-либо из критического оборудования в России – нет и не представляется возможным в среднесрочной перспективе.

Криогаз-Высоцк

Номинальная производительность – 0,66 Мт/год
Технологический процесс – Air Liquide Smartfin™
Газотурбинные компрессорные агрегаты основного хладагента – на базе американских ГТУ Titan 250 с компрессором РЭПХ на базе компрессора производства GE Oil & Gas Nuovo Pignone.
Турбины локализовать на 100%  невозможно и ненужно, а повторить изготовление компрессоров – вполне возможно. Но тут есть масса подводных камней, о которых в рамках этой статьи мы говорить не будем.

Ямал СПГ. Лини 1 – 3

Номинальная производительность – 16,5 Мт/год
Технологический процесс – APCI AP-C3MR™.
Газотурбинные компрессорные агрегаты основного хладагента – на базе американских ГТУ GE Frame 7EА с итальянскими компрессорами Nuovo Pignone.
Производство чего-либо из критического оборудования в России – нет и не представляется возможным в среднесрочной перспективе.

Ямал СПГ. Линия 4

Номинальная производительность – 0,9 Мт/год
Технологический процесс – Арктический каскад.
Газотурбинный компрессорный агрегат основного хладагента – на базе пермской ГТУ-25П с казанскими компрессорами.
Теплообменники – «Криогенмаш»
Производство всего критического оборудования осуществляется в России. Поставщики: «ЗиО – Подольск» ( «Росатом»), «Казанькомпрессормаш» (группа ГМС) и «Криогенмаш» (группа ОМЗ).

КСПГ КС Портовая

Номинальная производительность – 1,5 Мт/год
Технологический процесс – Linde AG LIMUM®3.
Газотурбинные компрессорные агрегаты основного хладагента – на базе американских ГТУ GE MS5002E (Frame 5) с американскими компрессорами Nuovo Pignone.
Производство чего-либо из критического оборудования в России – нет и не представляется возможным в среднесрочной перспективе.

Из всего перечисленного только, по сути, опытно-промышленная установка на 4-й линии Ямал СПГ может стать основой какого-то технологического решения для производства СПГ. Скептики отмечают, что годовая производительность – слишком мала для организации крупнотоннажного производства.

Но практика показывает, что это не так.

До недавнего времени, единичная установленная мощность компрессорных агрегатов основного хладагента имела тенденцию к росту. Однако последние американские проекты и проекты плавучих заводов СПГ, которые находятся в стадии реализации имеют единичную производительность в диапазоне от 0,6 до 1,75 Мт/год.

Среди таких проектов Calcasieu Pass LNG, первая отгрузка с которого была осуществлена в марте 2022 года (Смотрите материал LNGnews.RU от 1 марта 2022г). Завод состоит из 18 модульных линий по сжижению, каждая с производительностью 0,626 млн тонн в год. Линии сгруппированы парами в 9 блоков с общей паспортной производительностью 11,26 Мт/год. Привод всех компрессоров на линиях сжижения осуществляется электромоторами. Электропитание обеспечивает газотурбинная электростанция комбинированного цикла мощностью 720 МВт.

За счет использования модульных линий высокой заводской готовности Venture Global, компания девелопер, сократила расходы на строительство и ускорила сроки ввода в эксплуатацию – до 29 месяцев от ОИР до начала производства СПГ.

По той-же схеме организуются проекты Plaquemines LNG производительностью 20 Мт/год, CP2 LNG (Calcasieu Pass 2) – 20 Мт/год, и Delta LNG, тоже 20 Мт/год. Поставщиком готовых модулей сжижения является Baker Hughes. Американская компания уже отработала все необходимые решения и предлагает стандартные модули LTS производительностью 0,8-1 Мт/год и весом 3000 тонн, которые производятся, собираются и испытываются на производственной площадке в Авензе (Италия) и потом морем доставляются на место строительства завода.

Еще одна хорошая иллюстрация смены парадигмы – история проекта Corpus Christi LNG. Первые 3 линии завода используют технологию сжижения ConocoPhillips Optimized Cascade® производительностью по 4,5 Мт/год каждая, а вот следующая фаза расширения завода подразумевает строительство 7 линий сжижения производительностью по 1,4 Мт/год, использующих технологию IPMSR® от Chart Industries.

Все плавучие заводы, предполагаемые для реализации различными компаниями, также имеют в основе использование среднетоннажных модульных линий сжижения. Так, американская компания New Fortress Energy Inc. (NFE) сейчас активно продвигает свое модульное решение Fast LNG единичной мощностью до 1,4 Мт/год. В разработке находятся ряд проектов в Мексиканском заливе и совместный с Eni проект в водах Конго.

Компания Delfin LNG разрабатывает надежную систему плавучего СПГ в сотрудничестве с Samsung Heavy Industries и Black & Veatch, которая будет планируется к использованию на 4 плавучих заводах СПГ. Каждый завод будет состоять из двух линий сжижения производительностью по 1,5-1,75 Мт/год.

В этом-же диапазоне, 1-2 Мт/год, ведут совместные проработки французская Technip Energies и уже не раз упоминавшаяся Baker Hughes. Осенью 2022 года компании подписали меморандум о взаимопонимании касательно сотрудничества, нацеленного на совместную разработку среднетоннажных решений.

Есть примеры использования и еще меньшей единичной производительности. Так на заводе Elba Island, который был введен в коммерческую эксплуатацию в августе 2020 года, установлено 10 линий, называемых MMLS (мобильная модульная установка сжижения) и имеющих производительность около 0,3 миллиона тонн СПГ в год.

Приведенные примеры наглядно демонстрируют, что использование среднетоннажных технологических линий при строительстве крупнотоннажных заводов СПГ не только сопоставимы по привлекательности и рентабельности с традиционным подходом, но и дает преимущество в скорости реализации проектов, а также легче масштабируется.

Следовательно, реализованная в России пилотная установка по технологии «Арктический каскад» имеет очень даже неплохие перспективы. Ее рано списывать со счетов. Более того, смею утверждать, что развитие этой технологии – если не единственный, то наилучший способ наращивания крупнотоннажного производства СПГ в России.

Приведу весомые аргументы в пользу Арктического каскада:

1. Есть база для производства. Формирования модулей – Центр строительства крупнотоннажных морских сооружений (ЦСКМС) по Мурманском. В ходе строительства ОГТ для Арктик СПГ 2 накоплен обширный опыт, имеется необходимый инструментарий. Производство компрессоров – Казанькомпрессормаш, ГТУ – Пермский моторный завод и Авиадвигатель, теплообменников – Криогенмаш. Если же заменять ГТУ на электромотор, то в России достаточно производителей в этом диапазоне мощностей.

2. Есть опыт и задел для усовершенствования и тиражирования. Доводка идет уже не один год. В 2021 году руководитель ПАО Новатэк Л.В.Михельсон критиковал производителей оборудования для 4-й линии Ямал СПГ. Подробнее – в материале LNGnews.RU от 03.09.2021г. «Линия 4 на Ямал СПГ работает уже более 2000 часов, но.. “работает плохо”». Однако, с тех пор многое было сделано, чтобы исправить недостатки и теперь установка в особо холодное время может выходить на 106% номинала.

— «Атомэнергомаш» поставлял НОВАТЭКу теплообменное и насосное оборудование для четвертой линии «Ямал СПГ». Как это оборудование работает сейчас? Известно, что четвертая линия работала неравномерно, с чем это было связано?
— Из всего поставленного оборудования вопросы возникли только по одному аппарату. Хочу обратить ваше внимание на то, что эта линия построена впервые по российской технологии и впервые оборудование изготовлено российскими компаниями. Когда что-то делается в первый раз, неизбежно возникает необходимость довести процесс до ума, чтобы технология и оборудование нормально друг с другом взаимодействовали. Именно поэтому мы работали в тесном сотрудничестве с эксплуатантом — все технические решения были найдены.
Глава «Атомэнергомаша» Андрей Никипелов
«С машиностроительной частью задачи нам все понятно». КоммерсантЪ 14.04.2022

3. Время на НИОКР требуется меньше, поскольку большая часть пути уже пройдена. Есть результаты опытно-промышленной эксплуатации, проведен ряд мероприятий по устранению конструкторских недочетов и по оптимизации технологии.

Справка LNGnews.RU
Когда компания Linde впервые внедряла свою технологию сжижения на проекте Снёвит (Snøhvit) понадобилось несколько лет на то, чтобы довести технологию до ума. В частности, много времени отняла переделка и замена криогенных теплообменников. В результате оператор завода Hammerfest LNG, компания Statoil, а ныне Equinor понесла огромные убытки. Напомним, что производительность Hammerfest LNG составляет 4,3 Мт/год. А цена ошибки, вызвавшей простой, пропорциональна производительности и времени простоя.

4. Гибкость при дальнейшей доводке. Меньший объем железа снижает убытки при необходимости переделок. Одно дело поменять, например, теплообменник массой 250 тонн и другое дело теплообменник, который можно перевести обычным тралом.

5. Время строительства – ниже. Как показал опыт Venture Global, модульность, которая обеспечивается тем легче, чем ниже единичная производительность, дает существенный выигрыш времени. С экономией времени также связана возможность более гибко разбивать проект на этапы.

6. Гибкость при реализации проектов за счет возможности более мелкого дробления на этапы. То есть ступеньки набора подтвержденных договоров купли -продажи СПГ и инвестиций можно сделать меньше и вводить линии в строй с шагом не по 6,6 Мт/год, а по 3,3 Мт/год например или по 4,5.

7. Гибкость конфигурации. В настоящий момент на 4-й линии Ямал СПГ используется одна ГТУ-25П пермского производства, два мультипликатора западного производства и несколько компрессорных корпусов казанского производства. При следующих реализациях и/или масштабировании возможно использование, например двух ГТУ или большего числа электромоторов вместо турбин.

И еще раз следует подчеркнуть фактор времени. Использование среднетоннажной технологии возможно уже сейчас. А разработка крупнотоннажного производства в России займет много лет и не факт, что будет успешной.

Сейчас в России реализуется два проекта заводов СПГ: Арктик СПГ 2 и завод на комплексе переработки этан содержащего газа в Усть-Луге. Первый реализует ПАО «Новатэк», за вторым стоит ПАО «Газпром». Однако, о реальном осуществлении планов можно говорить только для первой линии Арктик СПГ 2.

Первая линия имеет шансы быть запущенной вовремя, поскольку критическое оборудование для нее, судя по всему, было получено, а основание гравитационного типа укомплектовано уже почти на 90%. Но не факт, что ее удастся ввести в строй, поскольку зарубежные поставщики отказываются присылать персонал для шефнадзора и пусконаладки. А вот вторую и третью линию ввиду того, что по понятным причинам западные поставщики критического оборудования вышли из проекта, Новатэк планирует перепроектировать под какое-то другое оборудование. Какое именно, официально пока не сообщается. Это серьезно сдвинет сроки. Как минимум, на 3 года, а если реалистично, то лет на 5–7, так как, по сути, это означает начало проекта с нуля.

А вот с заводом в Усть-Луге ситуация еще хуже. Такого серьезного задела как у Новатэка Газпром не создал, ибо проект стартовал гораздо позже. Японские ГТУ и компрессоры заменить нечем. Технологию сжижения можно было бы не менять, поскольку права на нее принадлежат Газпрому, хотя она разрабатывалась совместно с Linde. Но она приспособлена под использование криогенных теплообменников разработки Linde, а эта немецкая компания, также свернула свой бизнес в России. То есть, Газпром, хотя и начал работы на стройплощадке, по факту также стоит перед необходимостью начинать проектирование с нуля. А это те же 5-7 лет.

Таким образом, резюмируя описание ситуации, можно сказать, что до 2030 года нарастить производство крупнотоннажного СПГ в России до 100 Мт/год, без кардинального стратегически выверенного вмешательства государства невозможно. Должна быть срочно сверстана стратегия развития СПГ отрасли, выделены средства порядка не менее 30 млрд.долларов (такую сумму как-то упоминал Л.В.Михельсон), размещены государственные заказы на целый ряд предприятий, сделаны инвестиции в НИОКР. Стратегия должна четко сформулировать технологическую концепцию, с тем чтобы российские производители точно знали какое оборудование будет востребовано и, соответственно могли его проектировать и осваивать.

Но, если пристальнее присмотреться к действиям руководства страны, то складывается печальная картина. Кроме заявлений о намерениях, никакой конкретики не прослеживается. Если взять Долгосрочную программа развития СПГ в РФ, размещенную на официальном сайте правительства РФ, то первое, что становится очевидно, – в ней нет собственно стратегических направлений развития отрасли. Есть декларации, констатации и указания. А во-вторых, она была выпущена до 24.02.2023 и, конечно, не учитывает складывающуюся изоляцию России. И, судя по цифре в 100 Мт/год, которую называет Новак, (в упоминаемой программе 2021 года «Целевой показатель в 2030 году» был 63 – 102,5 млн. тонн, а сейчас он говорит «не менее 100 миллионов тонн СПГ в год»), пересматривать ее никто не планирует. Хотя, по факту, налицо повышение амбиций.

Небольшое философское отступление. По сути, вся стратегия правительства РФ в отношении СПГ сводится к тому, чтобы нарастить экспорт природного газа. Но мне нигде не встречалось обоснование – А зачем, собственно? Понятно, что Новак и его начальники стремятся компенсировать потерянный европейский рынок, но глобально: зачем вообще народу РФ экспорт газа? Как это соотносится с ростом благосостояния жителей страны? Ведь сам по себе экспорт, особенно если он убыточный, как утверждают эксперты, говоря о «Силе Сибири», нам ничего не дает. Если бы в стратегическом целеполагании благосостояние народа ставилась как основная задача, то вся иерархия целей была бы построена очевидным и логичным образом. Но иерархии целей нет. Думается задача наращивания экспорта потому и формулируется в отрыве от всего, чтобы не заниматься развитием внутреннего потребления и вообще ростом благосостояния за счет газификации, снижения экологического вреда, строительством дорог, инфраструктуры АЗС СПГ и т.д.

Исходя из сказанного можно констатировать, что при текущей позиции руководства страны, шансы добиться декларируемой цели в 100 миллионов тонн СПГ в год к 2030 году близки к нулю.

Да и давно пора переносить фокус внимания не на восток, а на внутренний рынок. Доводить уровень газификации регионов до 100%, переводить тяжелую логистику на использование СПГ, создавать инфраструктуру АЗС и бункеровки СПГ. То есть всячески развивать МтСПГ (малотоннажный СПГ). Это отдельный, емкий и не менее важный, чем КтСПГ вопрос. Чтобы его раскрыть нужна отдельная емкая публикация.

Мы стараемся освещать все, что происходит в сфере российского малотоннажного СПГ. В частности, на портале запущена интерактивная карта АЗС СПГ России. К слову, на ней видно, как мало АЗС СПГ в России и как неравномерно они распределены по территории страны.

Если совсем коротко подвести итог вышесказанного, то следует отметить: в части задач СПГ отрасли правительство не сказало ничего нового, правительство не предприняло никаких заметных корректирующих действий в связи с нарастающей изоляции России, правительство не представляет технологической сложности выполнения формулируемой цели, собственного КтСПГ в России к 2030 году ждать бесполезно, ставка в части производства должна быть сделана на среднетоннажный и малотоннажный СПГ, а в части сбыта – на культивацию и обеспечение внутреннего потребления.

Автор: С.А.Леонтьев