Газ 2025. Анализ и прогнозы до 2030 года

Мировые рынки газа к концу десятилетия претерпят значительные изменения: грядущая волна мощностей по производству сжиженного природного газа (СПГ) коренным образом трансформирует рыночную динамику. Ожидается, что беспрецедентное масштабирование поставок СПГ повысит безопасность газоснабжения и сделает природный газ более доступным, в том числе на развивающихся, чувствительных к цене импортных рынках. Однако, чтобы учесть эти сдвиги, производителям и поставщикам СПГ, возможно, потребуется адаптировать свои среднесрочные стратегии.

Среднесрочный отчет «Газ 2025» Международного энергетического агентства (МЭА) рассматривает эту грядущую трансформацию и ее последствия, предлагая всесторонний обзор потенциальных тенденций предложения, спроса и торговли на мировых рынках природного газа на ближайшие годы. В нем представлен тщательный обзор последних событий на рынке в преддверии зимнего сезона 2025–26 годов в Северном полушарии и включены прогнозы развития спроса и предложения до 2030 года.

Отчет также включает подробную ежегодную оценку МЭА безопасности поставок газа, включая последствия тенденций контрактования СПГ, и содержит специальный обзор потенциала внедрения технологий КСЭ в цепочках создания стоимости СПГ для снижения интенсивности выбросов при поставках. Кроме того, в рамках Рабочей программы МЭА по газам с низким уровнем выбросов, отчет включает раздел о среднесрочных перспективах развития биометана, низкоэмиссионного водорода и е-метана. МЭА. CC BY 4.0.

Газ 2025. Анализ и прогнозы до 2030 года. СТР. | 4

Содержание

• Краткое резюме ........................................................................................ 5
• Обзор рынка газа .......................................................................................15
• Среднесрочный прогноз рынка .......................................................................37
• Обновление по контрактованию и гибкости СПГ .........................................81
• Применение КСЭ в цепочках создания стоимости СПГ ..............................100
• Среднесрочный прогноз по газам с низким уровнем выбросов ....................107
• Приложение .........................................................................................117 МЭА. CC BY 4.0.

Отчет по рынку газа, 4 кв. 2025 г. СТР. | 5

• Краткое резюме

Краткое резюме МЭА. CC BY 4.0.

Отчет по рынку газа, 4 кв. 2025 г. СТР. | 6

• Краткое резюме

• Грядущая волна СПГ коренным образом трансформирует мировой рынок газа

После шока предложения в 2022/23 годах рынки природного газа перешли к постепенной ребалансировке в 2024 и 2025 годах. В этот период фундаментальные показатели предложения оставались ограниченными, а цены сохранялись на уровне значительно выше исторических значений. Это ограничило рост спроса, особенно на чувствительных к цене азиатских рынках.

Ожидается, что к 2030 году во всем мире будет введено около 300 млрд куб. м в год новых мощностей по экспорту сжиженного природного газа (СПГ), в основном за счет расширения мощностей по сжижению в США и Катаре. Эта волна новых производственных мощностей СПГ коренным образом изменит динамику мирового рынка газа. Масштабирование поставок СПГ сыграет ключевую роль в укреплении безопасности поставок и повышении доступности природного газа, в том числе на чувствительных к цене развивающихся импортных рынках.

Аналитическая база, лежащая в основе среднесрочного прогноза в данном отчете, выстроена вокруг базового сценария, который дополнен сценарием высокого спроса, исследующим потенциал более активной реакции спроса на возможные изменения цен. Базовый сценарий отражает текущие планы проектов, параметры политики и прогнозы экономического роста, а также цены, основанные на текущей форвардной кривой. Сценарий высокого спроса предполагает, что импортные цены на СПГ приблизятся к краткосрочным предельным издержкам поставок СПГ из США и откроют дополнительный спрос на газ, особенно на чувствительных к цене азиатских рынках. Тем не менее, более слабая макроэкономическая среда вместе с замедлением строительства инфраструктуры природного газа и жесткостью контрактов могут ограничить масштабы ценовой реакции спроса.

Длительный период низких цен на СПГ может снизить стимулы для девелоперов инвестировать в проекты по сжижению СПГ, а также в добывающую и транспортную инфраструктуру. Это, в свою очередь, может привести к потенциальному сужению мировых рынков газа после 2030 года, особенно если рост спроса пойдет по более высокой траектории.

Рост мирового спроса на газ замедлился в 2025 году на фоне макроэкономической неопределенности и ограниченного предложения

После относительно сильного роста в 2024 году, рост спроса на природный газ значительно замедлился в первые девять месяцев 2025 года. Предварительные данные указывают на то, что потребление природного газа на основных рынках увеличилось всего примерно на 0.5% в годовом исчислении за этот период. Этот рост был почти полностью обеспечен Европой и Северной Америкой, в то время как спрос в Азии оставался сдержанным, а в Евразии снизился.

Более жесткие рыночные условия способствовали росту цен на газ на ключевых импортных рынках, что негативно сказалось на потреблении природного газа, особенно на чувствительных к цене рынках Азии. Хотя мировые поставки СПГ выросли более чем на 5% в годовом исчислении за первые девять месяцев 2025 года, этот рост был частично нивелирован снижением поставок трубопроводного газа в Европу из России и Норвегии. Повышенная потребность в закачке в хранилища в Европе еще больше сузила рынки.

По итогам всего 2025 года рост мирового спроса на газ, по прогнозам, замедлится с 2.8% в 2024 году до менее чем 1% в 2025 году. Ожидается, что спрос в Азиатско-Тихоокеанском регионе вырастет менее чем на 1% по сравнению с 2024 годом, что станет самым слабым ростом с 2022 года.

Окончательные инвестиционные решения по проектам СПГ в США достигли исторического максимума за первые девять месяцев 2025 года

Несмотря на макроэкономическую неопределенность, в 2025 году был зафиксирован второй по величине объем мощностей по сжижению СПГ, по которым было принято окончательное инвестиционное решение (FID) за один год. К настоящему моменту в 2025 году было одобрено более 90 млрд куб. м в год (млрд куб. м/г) дополнительных мощностей.

С начала года в Соединенных Штатах было утверждено более 80 млрд куб. м/г мощностей по сжижению, что является абсолютным рекордом для американского сектора СПГ. Проекты включают Louisiana LNG, Corpus Christi (технологические линии 8 и 9), CP2 (фаза 1), Rio Grande LNG (технологические линии 4 и 5) и Port Arthur (фаза 2).

Количество СПГ-проектов, достигших стадии FID, подчеркивает уверенность отрасли в том, что спрос на СПГ продолжит активно расти, отражая благоприятную политическую среду в Соединенных Штатах для проектов в области природного газа. Эта новая волна СПГ-проектов призвана еще больше укрепить позиции США как крупнейшего в мире экспортера СПГ. К концу десятилетия США могут обеспечивать около одной трети мировых поставок СПГ по сравнению с примерно 20% в 2024 году.

Грядущая волна СПГ призвана повысить энергетическую безопасность и может стимулировать дополнительный спрос на некоторых рынках

На долю США и Катара в совокупности приходится 70% из примерно 300 млрд куб. м/г новых мощностей по сжижению СПГ, ввод которых в эксплуатацию ожидается во всем мире к 2030 году. Эти данные основаны на официальных графиках проектов, по которым принято решение FID или которые находятся в стадии строительства. Масштабирование поставок СПГ играет ключевую роль в ребалансировке мировых рынков газа, повышении безопасности поставок и обеспечении большей доступности природного газа для стран-импортеров.

Беспрецедентное расширение мощностей СПГ может привести к чистому увеличению мировых поставок СПГ на 250 млрд куб. м к 2030 году. При этом учитывается снижение добычи СПГ у некоторых традиционных производителей, а также темпы наращивания мощностей и коэффициенты использования новых заводов по сжижению. Для сравнения, такой прирост поставок СПГ эквивалентен примерно 7% спроса на энергетический уголь в Азии. Напротив, ожидается, что объем торговли трубопроводным газом на дальние расстояния сократится почти на 55 млрд куб. м в период с 2024 по 2030 год, главным образом из-за снижения поставок трубопроводного газа в Европу.

При рассмотрении ценовых траекторий, основанных на текущих форвардных кривых, в базовом сценарии не ожидается, что рост мирового спроса на СПГ поглотит весь прирост предложения СПГ в период 2024–30 годов. Это может привести к возникновению избыточного предложения в размере около 65 млрд куб. м. Если европейские хабы и спотовые цены на СПГ в Азии начнут постепенно приближаться к краткосрочным предельным издержкам поставок СПГ из США в период с 2027 по 2030 год, это может стимулировать дополнительный спрос на газ, особенно на чувствительных к цене азиатских рынках. Это может поглотить дополнительные поставки СПГ и ограничить риск остановки производства на заводах по сжижению. Однако ухудшение макроэкономической ситуации — наряду с более медленным развитием инфраструктуры природного газа в Южной и Юго-Восточной Азии и жесткостью контрактных условий — может ограничить масштабы реагирования спроса на изменение цен. Если существующая инфраструктура в Юго-Восточной Азии и других развивающихся регионах — импортерах СПГ не будет расширена, около четверти потенциального прироста спроса может не реализоваться.

Мировой спрос на газ вырастет примерно на 9% к 2030 году в нашем базовом сценарии, в основном за счет Азии и Ближнего Востока

В нашем базовом сценарии ожидается, что мировой спрос на природный газ (за исключением бункерного топлива) будет расти со среднегодовым темпом почти 1,5% в период с 2024 по 2030 год. Это означает увеличение на 380 млрд куб. м к 2030 году. Мировой спрос на газ будет расти несколько быстрее, примерно на 1,7% в год, и увеличится более чем на 10% к 2030 году в нашем высоком сценарии, обусловленном ценовым фактором. Это обеспечит дополнительный прирост более чем на 65 млрд куб. м по сравнению с базовым сценарием. На Азиатско-Тихоокеанский регион приходится почти 80% этого дополнительного спроса.

В базовом сценарии ожидается, что Азиатско-Тихоокеанский регион станет основным драйвером роста мирового спроса на газ, обеспечив около половины прироста до 2030 года. Прогнозируется, что только на долю Китая придется четверть мирового роста спроса благодаря обильному предложению, более низким спотовым ценам на СПГ и расширению импортной инфраструктуры. На Ближнем Востоке, в Евразии и Северной Америке также ожидается значительный рост спроса в этот период. В Африке и Латинской Америке рост спроса будет более умеренным. Это увеличение будет с избытком компенсировано снижением спроса на газ в Европе на 8% в течение прогнозного периода.

Что касается секторов, то на промышленность и энергетику (включая нефтепереработку) вместе приходится около 45% ожидаемого роста мирового спроса на газ в период с 2024 по 2030 год в базовом сценарии. Электроэнергетика является вторым по величине вкладчиком в рост мирового спроса в течение прогнозного периода, обеспечивая более трети чистого прироста. На Азиатско-Тихоокеанский регион приходится более половины роста спроса в электроэнергетике. Рост спроса на электроэнергию на Ближнем Востоке также играет значительную роль, добавляя более 50 млрд куб. м в год к 2030 году, главным образом за счет крупномасштабных инициатив по переходу с нефти на газ, возглавляемых Саудовской Аравией. Ожидается, что спрос на природный газ в жилом и коммерческом секторах вырастет почти на 50 млрд куб. м в год к 2030 году под влиянием Азии, Евразии и Ближнего Востока.

Ожидается, что спрос на газ в транспортном секторе будет расти более умеренно по сравнению с другими секторами, увеличившись почти на 35 млрд куб. м в год. Этот рост в значительной степени обусловлен автомобильным транспортом в Китае и, в меньшей степени, в Индии. Помимо внутреннего потребления, использование СПГ в секторе морского транспорта, который включает как СПГ-танкеры, так и коммерческие суда, работающие на СПГ, вырастет на 15 млрд куб. м в год к 2030 году. Это обусловлено расширением флота, развитием инфраструктуры бункеровки СПГ и благоприятной экономикой по сравнению с альтернативными видами топлива.

Отчет по рынку газа, 4-й квартал 2025 г. | СТРАНИЦА 9

Мировой рынок спг ожидает рост ликвидности и разнообразие механизмов ценообразования

Роль долгосрочных контрактов на СПГ остается решающей как эффективный механизм распределения рисков между продавцами и покупателями. На долгосрочные соглашения (сроком 10 лет и более) пришлось 75% объемов, законтрактованных с 2022 года, что отражает предпочтение продавцов и покупателей в отношении безопасности спроса и предложения соответственно.

База данных МЭА по контрактам на СПГ указывает на то, что они эволюционируют в сторону большей гибкости и разнообразия ценообразования. Ожидается, что доля контрактов без привязки к пункту назначения составит чуть более половины от общего объема СПГ, законтрактованного к 2030 году. Между тем, условия ценообразования становятся более разнообразными: индексация по хабам и гибридные формулы цены набирают популярность за счет сокращения доли нефтяной индексации.

Основываясь на существующих активных контрактах, ожидается, что доля контрактов на СПГ с нефтяной индексацией упадет примерно до половины законтрактованных объемов к 2030 году. Роль портфельных игроков в торговле СПГ растет, предоставляя конечным покупателям больше опций. Растущая гибкость и ликвидность рынка СПГ становятся все более важными для реагирования на шоки спроса и предложения газа, помогая обеспечивать энергетическую безопасность.

Улавливание, использование и хранение углерода (ксэ) может снизить интенсивность выбросов при поставках спг

Операции по поставке СПГ имеют значительный след парниковых газов. Это происходит в первую очередь из-за сопутствующих выбросов диоксида углерода (CO₂), а также из-за утечек метана, при этом выбросы Охвата 1 и 2 распределены между добычей, переработкой и транспортировкой газа по пайплайнам, а также сжижением. Улавливая и храня CO₂ как при добыче, так и при сжижении, производители СПГ могли бы сократить часть своих выбросов, сохраняя при этом энергетическую безопасность и гибкость.

Импульс внедрения КСЭ нарастает среди крупных производителей. В Австралии в рамках проекта Gorgon LNG в 2019 году началась обратная закачка CO₂. В Катаре в 2019 году был введен в эксплуатацию крупный объект по улавливанию и секвестрации CO₂ в Рас-Лаффане, который в настоящее время расширяется. В Юго-Восточной Азии Индонезия и Малайзия разрабатывают проекты КСЭ, которые могли бы снизить интенсивность выбросов их экспорта СПГ. В Соединенных Штатах несколько разработчиков проектов СПГ объявили о планах интеграции решений на базе КСЭ в существующие или будущие заводы по сжижению СПГ.

КСЭ переходит от стадии демонстрации к стадии развертывания в секторе СПГ. Реализуемые сейчас проекты позволяют предположить, что к 2030 году КСЭ может стать все более важной характеристикой новых поставок СПГ, влияя на доступ к финансированию и долгосрочным контрактам на рынках, где углеродоемкость подвергается тщательному контролю.

Ожидается быстрое расширение сектора низкоэмиссионных газов до 2030 года за счет биометана и водорода

Ожидается, что внедрение низкоэмиссионных газов в среднесрочной перспективе продолжится высокими темпами. Согласно нашему прогнозу, предложение низкоэмиссионных газов вырастет в два с половиной раза к 2030 году. Это означает рост более чем на 20 млрд куб. м в эквиваленте. Несмотря на этот рост, влияние низкоэмиссионных газов на мировой газовый баланс до 2030 года останется ограниченным. Ожидается, что к концу этого десятилетия на их долю будет приходиться менее 1% мировых поставок газообразного топлива.

Ожидается, что производство биометана более чем удвоится в период с 2024 по 2030 год, обеспечив более 50% общего прироста низкоэмиссионных газов за этот период. Прогнозируется, что производство низкоэмиссионного водорода будет расти в среднем на 33% в год в период с 2024 по 2030 год с очень низкой базы. Напротив, сектору э-метана (e-methane) трудно начать активный рост в течение прогнозного периода, что требует сосредоточенных усилий новых производителей и потребителей для создания жизнеспособных цепочек поставок, эффективных механизмов поддержки и экономической эффективности.

Окончательные инвестиционные решения по спг в сша достигли исторического максимума в 2025 году

Окончательные инвестиционные решения в Соединенных Штатах в разрезе проектов, 2014–2025 гг.

Отчет по рынку газа, 4-й квартал 2025 г. | СТРАНИЦА 12

Грядущая волна производства спг повысит безопасность поставок энергии и ценовую доступность

Годовое изменение объемов торговли по ключевым газoвым пайплайнам и потенциальное мировое предложение СПГ, 2020–2030 гг.

Легенда компонентов (изменение год к году, млрд куб. м):

• Российский газ в Европу по пайплайнам * Прочий импорт в Европу по пайплайнам * Российский газ в Китай по пайплайнам * Из Центральной Азии в Китай * Мировое предложение СПГ * Суммарное годовое изменение

Отчет по рынку газа, 4-й квартал 2025 г. | СТРАНИЦА 13

Улучшение доступности спг может стимулировать дополнительный спрос на газ

Рост мирового спроса на газ по сценариям и регионам, 2024–2030 гг.

[Диаграмма: 2024 — Растущие рынки — Европа — 2030 Базовый сценарий]

Отчет по рынку газа, 4-й квартал 2025 г. | СТРАНИЦА 13

Региональная легенда:

• Прочие * Азиатско-Тихоокеанский регион * Ближний Восток * Северная Америка * Евразия * Африка * Центральная и Южная Америка * Европа

Ожидается удвоение предложения низкоэмиссионных газов к 2030 году

Ожидаемый рост производства низкоэмиссионных газов, 2024–2030 гг. (млрд куб. м):

Обзор рынка газа

Рост спроса на природный газ значительно замедлился в 2025 году

После относительно сильного роста в 2024 году, в первом-третьем кварталах 2025 года рост мирового спроса на газ заметно замедлился. Более высокие цены на природный газ в сочетании с повышенной макроэкономической неопределенностью и жесткими фундаментальными факторами предложения оказали давление на потребление. В отличие от предыдущих лет, рост спроса был в основном сосредоточен в Европе, тогда как в Азии потребление природного газа оставалось практически неизменным по сравнению с тем же периодом 2024 года.

Предварительные данные свидетельствуют о том, что спрос на природный газ вырос всего на 0,5% (или примерно на 10 млрд куб. м) г/г в первом-третьем кварталах 2025 года на рынках, охваченных данным отчетом (АТР, Центральная и Южная Америка, Евразия, Европа и Северная Америка), главным образом за счет Европы и Северной Америки. Фундаментальные показатели предложения оставались жесткими. Хотя мировое предложение СПГ выросло примерно на 5% (или почти на 20 млрд куб. м) г/г в первом-третьем кварталах 2025 года, это было частично нивелировано снижением поставок российского и норвежского трубопроводного газа в Европу. Активная закачка в хранилища в Европейском союзе еще больше ужесточила рыночные балансы.

По итогам полного 2025 года ожидается, что рост мирового спроса на газ составит менее 1% — при условии средних погодных условий в четвертом квартале. Ожидается, что спрос на природный газ в Азиатско-Тихоокеанском регионе вырастет менее чем на 1% по сравнению с 2024 годом, что станет самым слабым ростом с 2022 года. После холодного первого квартала прогнозируется, что годовой спрос на газ в Северной Америке вырастет примерно на 0,5% по сравнению с 2024 годом и останется в целом стабильным в Центральной и Южной Америке. В Европе ожидается рост спроса на природный газ на 3%. Прогнозируется снижение спроса в Евразии на 1,5%. Совокупный спрос в Африке и на Ближнем Востоке, по прогнозам, вырастет на 2% на фоне более высокого спроса в промышленности и электроэнергетике.

Мировое потребление газа достигнет нового исторического максимума в 2026 году, а темпы роста спроса ускорятся до 2%. Прогнозируется значительный рост мирового предложения СПГ на 7% (или 40 млрд куб. м), главным образом за счет США, Канады и Катара. Ожидается, что улучшение фундаментальных показателей предложения поддержит более высокий спрос, особенно на быстрорастущих и чувствительных к цене азиатских рынках. Спрос на природный газ в Азиатско-Тихоокеанском регионе, как ожидается, вырастет почти на 5% в 2026 году, что обеспечит около половины мирового прироста спроса. В Северной Америке прогнозируется рост спроса примерно на 0,5% в 2026 году, в основном за счет электроэнергетики. Напротив, использование природного газа, по прогнозам, сократится почти на 1,5% в Центральной и Южной Америке на фоне роста выработки ВИЭ. В Европе ожидается, что продолжающееся расширение ВИЭ сократит спрос на газ на 2%. В Евразии прогнозируется рост потребления газа более чем на 3% при условии возврата к средним погодным условиям. Совокупный спрос в Африке и на Ближнем Востоке, по прогнозам, вырастет на 3% на фоне увеличения использования газа в промышленности и электроэнергетике.

Ожидается ускорение роста мирового спроса на газ в 2026 году на фоне улучшения предложения спг

Более высокие цены на природный газ оказывают давление на газовую генерацию в США…

Потребление природного газа в Северной Америке выросло примерно на 0,5% (или менее чем на 5 млрд куб. м) г/г в первом-третьем кварталах 2025 года. Этот рост был в основном сосредоточен в первом квартале, когда более низкие температуры повысили потребности в отоплении помещений в Канаде и США. Напротив, потребление природного газа снизилось как во втором, так и в третьем кварталах, поскольку более высокие цены на газ негативно сказались на газовой электрогенерации. Использование природного газа в промышленности незначительно увеличилось по сравнению с уровнями 2024 года.

В Соединенных Штатах потребление природного газа выросло менее чем на 0,5% (или примерно на 3 млрд куб. м) г/г в течение первого-третьего кварталов 2025 года. Этот рост в значительной степени был обусловлен более холодными зимними и весенними температурами, что повысило потребности в отоплении в жилом и коммерческом секторах. Количество градусо-суток отопительного периода (ГСОП) выросло на 10% г/г в первые пять месяцев 2025 года, что привело к росту использования газа в зданиях примерно на 10% г/г за тот же период. Рост спроса в секторе зданий продолжался в течение летних месяцев, в основном за счет коммерческих организаций.

Напротив, спрос на газ в электроэнергетике в США снизился примерно на 4% (или 14 млрд куб. м) г/г в первом-третьем кварталах 2025 года на фоне роста выработки электроэнергии из ВИЭ и обусловленного ценами замещения газа углем. Более жесткие фундаментальные показатели рынка привели к росту цен на природный газ: цены на Henry Hub в первом-третьем кварталах 2025 года в среднем почти на 65% превышали уровни 2024 года. Такое значительное повышение цен подорвало ценовую конкурентоспособность газовой генерации по сравнению с угольными электростанциями, которые увеличили свою выработку примерно на 11% г/г. Как следствие, доля природного газа в электрогенерации снизилась с 42% в первом-третьем кварталах 2024 года до менее чем 40% в первом-третьем кварталах 2025 года. Спрос на природный газ в промышленности и энергетическом секторе вырос примерно на 1% (или почти на 2 млрд куб. м) г/г, частично за счет роста потребления газа растущим парком мощностей по сжижению СПГ в стране.

В Канаде спрос на природный газ вырос на 4,5% (или 3,3 млрд куб. м) г/г в первые семь месяцев 2025 года. Более холодная погода способствовала росту потребления газа в жилом и коммерческом секторах, которое увеличилось более чем на 10% г/г в первые пять месяцев 2025 года. Совокупный спрос на газ в промышленном и энергетическом секторах вырос на 2,5% г/г в первые семь месяцев 2025 года, в основном за счет роста газовой электрогенерации. В Мексике потребление природного газа снизилось примерно на 2,5% (или 2 млрд куб. м) г/г в первом-третьем кварталах 2025 года, главным образом из-за снижения выработки электроэнергии на газе.

Прогнозируется, что спрос на природный газ в Северной Америке вырастет примерно на 0,5% в 2025 году. Ожидается, что использование газа в жилом и коммерческом секторах увеличится при условии средних погодных условий до конца года. Этот рост, как ожидается, будет в значительной степени нивелирован снижением сжигания газа в электроэнергетике на фоне роста выработки ВИЭ и динамики замещения газа углем. Данный прогноз предполагает рост спроса на природный газ в Северной Америке на 0,5% в 2026 году на фоне усиления использования газа в электроэнергетике, промышленности и энергетическом секторе.

…приводя к снижению спроса на газ во втором-третьем кварталах 2025 года

Спрос на газ в Центральной и Южной Америке незначительно вырос в первом-третьем кварталах 2025 года…

После относительно сильного роста в 2024 году потребление природного газа в Центральной и Южной Америке увеличилось примерно на 1% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года. Прирост спроса был в значительной степени обеспечен за счет увеличения внутренней добычи, в то время как импорт СПГ в регион снизился на 8% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года.

Спрос на природный газ в Аргентине снизился на скромные 0,5% г/г в первые семь месяцев 2025 года. Снижение в жилом и коммерческом секторах (на 2,5%) и промышленном секторе (на 2%) было почти полностью компенсировано ростом спроса в электроэнергетике (на 5%). Со стороны предложения добыча на месторождении Вака-Муэрта продолжает демонстрировать высокие показатели. Добыча сланцевого газа в Аргентине выросла на внушительные 5% (или 0,9 млрд куб. м) г/г за первые восемь месяцев 2025 года, что в значительной степени компенсировало снижение добычи газа плотных коллекторов (на 3% или 0,7 млрд куб. м г/г).

В Бразилии первичное предложение газа выросло более чем на 10% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года. Этот значительный рост был в основном обеспечен за счет быстрого расширения внутренней добычи газа, которая увеличилась почти на 20% г/г за первые восемь месяцев 2025 года. Данная тенденция к росту частично поддерживается вводом в эксплуатацию пайплайна Рота-3 (мощностью 6,5 млрд куб. м в год), который начал работу в сентябре 2024 года, что позволило увеличить отбор газа из офшорного бассейна Сантус. Снижение выработки ГЭС (на 5,5% г/г) способствовало росту использования газа в электроэнергетике, которое увеличилось примерно на 10% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года.

Венесуэла сообщила об умеренном снижении потребления природного газа на 3,5% г/г за первые семь месяцев 2025 года. В Тринидаде и Тобаго потребление природного газа снизилось на 1% г/г в первой половине 2025 года. Спрос в электроэнергетике упал на 0,6%, в то время как использование газа в промышленности и энергетическом секторе (КСЭ) сократилось примерно на 1%. В Колумбии потребление газа резко упало на 15% г/г за первые восемь месяцев 2025 года. Столь значительный спад был в основном вызван электроэнергетикой, где использование газа сократилось более чем на 40% г/г на фоне восстановления выработки ГЭС. В Чили за первые семь месяцев 2025 года наблюдался уверенный рост спроса на 8% г/г, что частично обусловлено увеличением использования газа в промышленности и электроэнергетике. В Перу потребление природного газа снизилось на 2,5% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года. Потребление газа в Боливии выросло почти на 2,5% г/г за первые семь месяцев 2025 года, чему способствовало увеличение использования газа в жилом и коммерческом секторах (на 6% г/г), а также рост спроса в промышленности (на 2% г/г). Спрос на природный газ продолжал расширяться на рынках Центральной Америки и Карибского бассейна, где совокупный импорт СПГ увеличился на 7% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года.

В целом за 2025 год ожидается, что спрос на природный газ в Центральной и Южной Америке останется близким к уровню прошлого года. В 2026 году прогнозируется скромное снижение потребления природного газа, несмотря на продолжающийся промышленный рост, поскольку увеличение выработки ВИЭ ускоряет вытеснение природного газа из электрогенерации.

...при этом рост спроса был сосредоточен в основном в третьем квартале 2025 года

Рост спроса на природный газ в Азии оставался сдержанным в первом-третьем кварталах 2025 года

После сильного роста на 5,5% в 2024 году, рост спроса на природный газ в Азии снизился примерно на 0,5% в первом-третьем кварталах 2025 года. Это снижение было в основном сосредоточено в первой половине года и было вызвано ухудшением макроэкономических условий, относительно высокими спотовыми ценами на СПГ, мягкими погодными условиями в северо-восточной части Китая, а также снижением использования газа в электроэнергетике. В целом за 2025 год ожидается, что спрос на газ в Азии вырастет менее чем на 1%, в основном за счет умеренного восстановления использования газа в электроэнергетике в оставшуюся часть года. В 2026 году прогнозируется значительно более быстрый рост общего потребления в Азии — более чем на 4%, что будет обусловлено восстановлением промышленного спроса благодаря улучшению доступности СПГ и, в меньшей степени, умеренным ростом спроса со стороны электроэнергетики, жилого и коммерческого секторов.

Спрос на природный газ в Китае в первом-третьем кварталах 2025 года оставался в целом на уровне прошлого года. Потребление природного газа в стране снизилось почти на 1% г/г в первой половине года, прежде всего из-за сокращения использования газа в промышленности и более низкого, чем в среднем, спроса на отопление в первом квартале. Предварительные данные свидетельствуют о том, что спрос на природный газ в Китае вырос примерно на 3% г/г в третьем квартале 2025 года, что в значительной степени компенсировало снижение, зафиксированное в первой половине 2025 года. Этому восстановлению способствовало более активное использование газа в промышленности и электроэнергетике. Относительно слабый спрос в Китае совпал с сильным ростом внутренней добычи (на 6% г/г за первые восемь месяцев 2025 года) и продолжающимся наращиванием поставок российского трубопроводного газа по системе пайплайнов «Сила Сибири» (рост примерно на 25% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года). Это привело к резкому сокращению потребностей Китая в импорте СПГ, который упал на 17% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года.

Ожидается, что по итогам всего 2025 года спрос вырастет примерно на 1% по сравнению с уровнем 2024 года. В 2026 году ожидается восстановление роста китайского спроса после замедления в 2025 году: он достигнет почти 6%, так как ослабление экономических трудностей станет драйвером промышленной активности, а ускорение ввода мировых мощностей по сжижению СПГ обеспечит поддержку китайским покупателям со стороны предложения.

Потребление природного газа в Японии снизилось на 1,7% г/г в первой половине 2025 года, главным образом за счет более активного использования газа в промышленном, а также жилом и коммерческом секторах. Спрос на электроэнергию, вырабатываемую на СПГ, не увеличился из-за перезапуска атомной электростанции Онагава в прошлом году и роста выработки ВИЭ (примерно на 20% г/г). Ожидается, что общее потребление газа в 2025 году снизится на 1,1%, что будет обусловлено сокращением использования газа для выработки электроэнергии на фоне улучшения доступности атомной энергии и более высокой выработки ВИЭ. В 2026 году ожидается снижение спроса на газ в Японии почти на 2,5%, что в основном будет связано с сокращением использования газа в электроэнергетике на фоне перезапусков АЭС и активного роста генерации ВИЭ.

Спрос на природный газ в Корее увеличился на 1,5% г/г в первой половине 2025 года, чему способствовал устойчивый спрос в секторе электрогенерации, а также в промышленности и на собственные нужды энергетического сектора (КСЭ). В 2025 году ожидается рост общего спроса на газ на 1,3% г/г, драйвером которого станет в основном электроэнергетика, наряду с более умеренным ростом в жилом, коммерческом и промышленном секторах. Несмотря на ввод новых атомных мощностей, прогнозируется, что спрос на газ в 2026 году останется на прежнем уровне, так как сокращение использования угля в электроэнергетике и умеренный рост потребления газа в промышленности, жилом и коммерческом секторах полностью компенсируют негативные факторы со стороны атомной энергетики.

Общее потребление газа в Индии упало на 6% г/г за первые восемь месяцев 2025 года, согласно предварительным данным. Это снижение было в основном вызвано секторами электрогенерации и нефтепереработки (оба сократились на 20% г/г), а также снижением использования газа в производстве удобрений. Напротив, спрос в распределительных сетях городского газоснабжения увеличился почти на 9% г/г на фоне продолжающегося расширения газовой сети к новым коммерческим и жилым зданиям. Добыча природного газа в Индии упала на 3% г/г за первые восемь месяцев года. Поскольку спрос снижался быстрее, чем внутренняя добыча газа, импорт СПГ в страну сократился почти на 10% г/г за первые восемь месяцев 2025 года. По итогам всего 2025 года ожидается снижение спроса на природный газ в Индии на 3%, что является заметным сдвигом по сравнению с 10-процентным ростом, наблюдавшимся в 2024 году. В 2026 году прогнозируется рост потребления газа в Индии на уровне 7%, что будет обусловлено продолжающимся расширением городских газораспределительных сетей и сетей АГНКС, ростом использования газа в промышленности и увеличением потребностей в электроэнергии.

Потребление газа в развивающихся странах Азии в первом-третьем кварталах 2025 года оставалось близким к уровню прошлого года. Чистый импорт СПГ в регион вырос примерно на 1% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года, частично компенсировав падение добычи, зафиксированное у некоторых производителей региона. Потребление природного газа в Таиланде упало на 5% г/г за первые восемь месяцев 2025 года, прежде всего из-за резкого сокращения использования газа в электроэнергетике (на 10%). Общее потребление в Индонезии выросло на 2% г/г за первые семь месяцев 2025 года при поддержке промышленности и электроэнергетики.

Спрос на газ в Малайзии в первом-третьем кварталах 2025 года оставался близким к уровню предыдущего года. По оценкам, общее потребление в Пакистане снизилось примерно на 5% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года на фоне сокращения использования газа в электроэнергетике. Импорт СПГ был аналогично сдержанным (снижение на 7%) в первом-третьем кварталах 2025 года. Спрос на природный газ в Бангладеш вырос примерно на 6% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года, главным образом при поддержке промышленности. Импорт СПГ в страну увеличился на 40% г/г в первом-третьем кварталах 2025 года на фоне роста спроса и продолжающегося падения внутренней добычи природного газа, которая...

...на 5% г/г за первые восемь месяцев 2025 года, что было обусловлено прежде всего резким сокращением использования газа в электроэнергетике (на 10%). Общее потребление в Индонезии выросло на 2% г/г за первые семь месяцев 2025 года при поддержке промышленности и электроэнергетики. Спрос на газ в Малайзии в первом–третьем кварталах 2025 года оставался близким к уровню предыдущего года. По оценкам, общее потребление в Пакистане снизилось примерно на 5% г/г в первом–третьем кварталах 2025 года на фоне сокращения использования газа в электроэнергетике. Импорт СПГ был аналогично сдержанным (снижение на 7%) в первом–третьем кварталах 2025 года. Спрос на природный газ в Бангладеш вырос примерно на 6% г/г в первом–третьем кварталах 2025 года, главным образом при поддержке промышленности. Импорт СПГ в страну увеличился на 40% г/г в первом–третьем кварталах 2025 года на фоне роста спроса и продолжающегося падения внутренней добычи природного газа, которая сократилась на 7,5% г/г в первой половине 2025 года.

В целом за 2025 год рост спроса на газ в Развивающейся Азии, по прогнозам, замедлится с примерно 5% в 2024 году до приблизительно 1% в 2025 году, так как относительно высокие цены на СПГ и макроэкономические трудности оказывают давление на потребление природного газа. Ожидается, что в 2026 году рост потребления газа в Развивающейся Азии ускорится до уровня около 6%, что будет обусловлено восстановлением использования газа как в электроэнергетике, так и в промышленном секторе на фоне растущих общих потребностей в энергии, стабилизации цен и улучшения макроэкономических условий.

Ожидается, что спрос на природный газ в Азии вернется к более активному росту в 2026 году

Потребление природного газа в Европе выросло почти на 5% в первом–третьем кварталах 2025 года

Потребление природного газа в европейских странах ОЭСР выросло почти на 5% (или на 15 млрд куб. м) г/г в первом–третьем кварталах 2025 года. Рост был в основном сосредоточен в первом квартале, когда холодная погода и более низкая выработка электроэнергии на базе ВИЭ привели к увеличению спроса на природный газ на 9% г/г. Рост спроса продолжился во втором и третьем кварталах, хотя и замедлился до уровня чуть ниже 1% г/г. Электроэнергетика стала важнейшим драйвером роста использования газа и обеспечила около 80% прироста спроса на газ в первом–третьем кварталах 2025 года на фоне снижения выработки ветровой и гидроэнергии. Напротив, более высокие цены на природный газ оказывали давление на его потребление в промышленности в течение первых трех кварталов года.

Спрос, связанный с распределительными сетями, вырос примерно на 4% (или на 4,5 млрд куб. м) г/г в первом–третьем кварталах 2025 года, причем весь рост пришелся на первый квартал. Количество градусо-суток отопительного периода (ГСОП) увеличилось более чем на 10% г/г в первом квартале, что естественным образом повысило потребности в отоплении помещений в домохозяйствах и коммерческих организациях. Первые данные свидетельствуют о том, что потребление природного газа через распределительные сети снизилось на 3% г/г во втором–третьем кварталах 2025 года, частично из-за более теплых температур в апреле и, возможно, отражая повышение энергоэффективности на коммерческих объектах.

Спрос в сегменте газ-в-электроэнергию вырос на 15% (или на 12 млрд куб. м) г/г в первом–третьем кварталах 2025 года. Этот резкий рост был в первую очередь поддержан более низкой выработкой электроэнергии из ВИЭ (снижение примерно на 3% г/г) и ростом потребления электроэнергии. Хотя выработка солнечной энергии выросла почти на 20% г/г, это было с избытком компенсировано снижением выработки ветровой и гидроэнергии. Выработка ветровой энергии зафиксировала снижение на 5% г/г на фоне более низких скоростей ветра в Северо-Западной Европе, в то время как гидрогенерация упала на 12%, главным образом из-за снижения доступности гидроресурсов в Южной Европе.

Потребление природного газа в промышленности снизилось примерно на 2% г/г в первом–третьем кварталах 2025 года на фоне более высоких цен на природный газ. Это снижение было в основном сосредоточено в первом полугодии 2025 года, в то время как первые данные указывают на то, что использование газа в промышленности в третьем квартале 2025 года оставалось близким к уровню предыдущего года. В первом–третьем кварталах 2025 года промышленное потребление газа сократилось примерно на 2,5% г/г в Бельгии, на 7% во Франции, более чем на 10% в Нидерландах и на 6% в Испании. Первые данные позволяют предположить, что этот спад был вызван в основном секторами нефтепереработки и производства удобрений.

По итогам всего 2025 года, согласно прогнозу, спрос на природный газ в европейских странах ОЭСР увеличится почти на 3%. Прогнозируется, что спрос в электроэнергетике вырастет почти на 10%, так как ожидается, что восстановление и дальнейшее расширение ВИЭ частично компенсируют значительный прирост, зафиксированный в первом–третьем кварталах 2025 года. Ожидается рост спроса на природный газ в жилом и коммерческом секторах при условии средних зимних погодных условий в четвертом квартале. Прогнозируется, что использование газа в промышленности снизится на 1,5% в 2025 году в условиях более высоких цен на газ. Данный прогноз предполагает, что спрос на природный газ в Европе снизится на 2% в 2026 году, поскольку продолжающееся расширение ВИЭ будет оказывать давление на использование газа в электроэнергетике.

Электроэнергетика стала сильнейшим драйвером спроса на газ в Европе в первом–третьем кварталах 2025 года

Оценочное годовое изменение полугодового спроса на природный газ в европейских странах ОЭСР, 2023–2025 гг.

Рост поставок СПГ продолжает ускоряться, несмотря на низкие показатели некоторых традиционных заводов

Мировая торговля СПГ выросла примерно на 4,7% г/г (или на 19 млрд куб. м) в первые девять месяцев 2025 года, при этом темпы предложения постепенно ускорялись в третьем квартале. Наращивание мощностей на новых проектах по сжижению (особенно в Северной Америке) стало ключевым фактором этого роста, однако динамика европейского рынка газа также создала сильный спрос, поглотив объем, эквивалентный всему приросту мирового предложения. После вялого роста в 2023 и 2024 годах, в 2025 году на рынок поступит больше дополнительных объемов СПГ, чем в любой другой год, начиная с 2019 года.

Соединенные Штаты обеспечили наибольший прирост экспорта СПГ (рост почти на 21 млрд куб. м) за первые три квартала года. Это произошло как за счет запуска новых проектов (Plaquemines LNG и расширение Corpus Christi Stage 3), так и за счет эффекта устранения узких мест и возвращения к нормальной работе завода Freeport LNG (после двух лет работы на пониженной мощности).

Катар стал вторым по величине участником роста, увеличив количество партий со своих существующих технологических линий сжижения. Мексика и Канада также способствовали росту, хотя и в гораздо меньших масштабах.

Тем не менее, ряд традиционных производителей оказал понижательное давление на рынок в этот период, в первую очередь Россия, Норвегия, Алжир и Австралия. Российский экспорт упал на 11% г/г (или на 3,5 млрд куб. м) в этот период, так как два завода, попавших под санкции, оставались в простое. Проекту «Арктик СПГ 2», также находящемуся под санкциями, все же удалось экспортировать 6 партий в Китай с июня по сентябрь, но их общий объем составил менее 1 млрд куб. м.

Плановое техническое обслуживание и отложенный перезапуск норвежского завода Hammerfest LNG снизили объемы производства на 44% г/г в период первого–третьего кварталов. Алжирский экспорт, который имел тенденцию к снижению по сравнению с уровнем предыдущего года со второго квартала 2024 года, сократился на 22% г/г. В Австралии экспорт снизился на 3% г/г, что было обусловлено, в частности, продолжающимся падением добычи на проекте North West Shelf Australia LNG и месячным простоем на Ichthys LNG в связи с техобслуживанием. В общей сложности снижение добычи на этих и других проектах составило более 13 млрд куб. м.

В результате сокращения поставок по трубопроводам импорт СПГ в Европу вырос на 28% г/г (или на 27 млрд куб. м), опередив рост чистого мирового предложения СПГ с начала 2025 года. Одновременно с этим импорт в Азию упал почти на 5% г/г (13 млрд куб. м), в частности, из-за того, что закупки СПГ Китаем в большинстве месяцев значительно отставали от уровней предыдущего года. Совокупный китайский импорт СПГ к сентябрю оставался на 17% ниже уровня прошлого года (почти на 14 млрд куб. м).

За пределами Европы и Азии изменение торговых потоков также стимулировал Египет. Добавление дополнительной плавучей установки для хранения и регазификации позволило египетскому импорту СПГ взлететь в третьем квартале 2025 года. Общий объем импорта за первые девять месяцев года вырос на 350% г/г (или на 6 млрд куб. м).

Благодаря продолжающемуся наращиванию мощностей на новых проектах по сжижению мы ожидаем, что торговля СПГ вырастет более чем на 5% г/г, или на 29 млрд куб. м, в 2025 году. В 2026 году ожидается дальнейшее ускорение роста до уровня около 7% г/г, или 40 млрд куб. м, что, в частности, позволит Азии в целом вернуться к росту импорта.

Северная Америка лидирует по росту предложения СПГ в 2025 и 2026 годах

Годовое изменение импорта и экспорта СПГ по регионам, 2025 и 2026 гг.

Анализ и прогнозы по газу до 2030 года | СТРАНИЦА 29

Рост добычи газа в США продолжает следовать за растущими потребностями в экспорте СПГ

Добыча сухого природного газа в США, по оценкам, выросла на 3,3% г/г в первые девять месяцев 2025 года. Несмотря на некоторое замедление динамики роста со второго по третий квартал, добыча в третьем квартале все равно выросла на 4,6% г/г. Этот рост подкрепляется растущими потребностями в сырьевом газе для СПГ и более благоприятной ценовой конъюнктурой на газ, чем в 2024 году, что компенсирует относительно низкий...

Источник: анализ МЭА на основе данных ICIS (2025), LNGEdge.

МЭА. CC BY 4.0.

Добыча сухого природного газа в США, по оценкам, выросла на 3,3% г/г в первые девять месяцев 2025 года. Несмотря на некоторое замедление динамики роста со второго по третий квартал, добыча в третьем квартале все равно выросла на 4,6% г/г. Этот рост подкрепляется растущими потребностями в сырьевом газе для СПГ и более благоприятной ценовой конъюнктурой на газ, чем в 2024 году, что компенсирует относительно низкую динамику внутреннего рынка нефти и общую экономическую неопределенность.

На фоне слабых фундаментальных показателей рынка нефти в США и снижения количества буровых установок, средний рост добычи попутного газа в Пермском бассейне в первом–третьем кварталах 2025 года (9,2% г/г) оказался примерно на 4 процентных пункта ниже, чем за весь 2024 год. Тем не менее, улучшение продуктивности скважин и увеличение газового фактора как на существующих, так и на новых участках помогли поддержать рост добычи в третьем квартале на уровне 7,7% г/г, сохранив Пермский регион в качестве основного драйвера роста добычи в США в текущем году. Ожидается, что эти тенденции сохранятся и в 2026 году, так как слабые фундаментальные показатели рынка нефти сохраняются.

Улучшение ценовой динамики на газ продолжает поддерживать восстановление добычи свободного газа на сланцевой формации Хейнсвилл. Несмотря на понижательную траекторию с начала года, цены на Henry Hub в среднем составили 3,11 долл./млн БТЕ во втором и третьем кварталах 2025 года, что примерно на 50% выше уровня того же периода 2024 года. Это помогло переломить длившийся год период спада добычи в бассейне Хейнсвилл с более высокой себестоимостью к началу второго квартала 2025 года, при этом рост добычи ускорился в летние месяцы. Хотя мы ожидаем, что добыча в Хейнсвилле продолжит восстанавливаться в 2026 году, объем выпуска, вероятно, останется чувствительным к уровню внутренних цен на газ.

Добыча газа в Аппалачах вернулась к устойчивому росту к марту 2025 года, так как буровая активность (особенно на участке Ютика) росла на протяжении большей части 2025 года. К второму и третьему кварталам 2025 года ежемесячный объем добычи в Аппалачах восстановился до уровней, предшествовавших 2024 году (и даже превзошел их), что частично поддерживалось динамикой спроса внутри бассейна и дополнительными мощностями по вывозу газа благодаря газопроводу Mountain Valley Pipeline, который был введен в эксплуатацию в середине 2024 года. Несмотря на обильные запасы недорогого природного газа в регионе, ограничения пропускной способности трубопроводов, как ожидается, будут ограничивать рост добычи в краткосрочной перспективе.

Внутреннее потребление в США в 2026 году останется практически неизменным. Однако спрос на сырьевой газ со стороны новых проектов по сжижению станет драйвером роста добычи. Потребности в сырьевом газе для экспорта СПГ уже добавили более 20 млрд куб. м дополнительного спроса на рынке США в первом–третьем кварталах 2025 года и продолжат расти в 2026 году. Большая часть этого роста будет обеспечена проектами Plaquemines LNG и расширением Corpus Christi Stage 3 (наращивание мощностей на которых началось в 2025 году), а Golden Pass LNG, как ожидается, создаст дополнительный спрос в 2026 году.

Несмотря на масштаб ввода мощностей по сжижению, ожидается, что рынок США останется хорошо обеспеченным: добыча сухого газа вырастет на 3% в 2025 году и примерно на 2% в 2026 году, достигнув новых рекордных максимумов в оба года. МЭА. CC BY 4.0.

Рост экспорта СПГ стимулирует рост добычи природного газа до третьего квартала включительно

Годовое изменение ежемесячной добычи сухого природного газа в США, 2024–2025 гг.

МЭА. CC BY 4.0. Примечание: Данные за август и сентябрь включают оценочные значения. Источник: Управление энергетической информации (EIA, 2025), Natural Gas.

Импорт СПГ в Европу вырос до исторического максимума в первом–третьем кварталах 2025 года

Первичное предложение природного газа в европейских странах ОЭСР увеличилось, по оценкам, на 6,5% (или на 19 млрд куб. м) г/г в первом–третьем кварталах 2025 года. Значительный рост импорта СПГ в сочетании с увеличением добычи газа в странах, помимо Норвегии, компенсировал снижение импорта трубопроводного газа.

Импорт СПГ в Европу вырос на 28% (или почти на 28 млрд куб. м) г/г и достиг исторического максимума в 127 млрд куб. м в первом–третьем кварталах 2025 года. Более высокий внутренний спрос вместе с сокращением импорта трубопроводного газа и ростом объемов закачки в хранилища с апреля удерживали европейские нетбэк-цены на СПГ на более высоком уровне по сравнению с ключевыми азиатскими рынками. Это, в свою очередь, стимулировало приток гибких партий СПГ в Европу. В результате доля СПГ в первичном предложении природного газа в Европе выросла с 35% в первом–третьем кварталах 2024 года до 42% в первом–третьем кварталах 2025 года. Соединенные Штаты увеличили поставки СПГ в Европу на 60% г/г в первом–третьем кварталах 2025 года и обеспечили почти весь прирост поставок СПГ в Европу за этот период. Это укрепило позиции США как крупнейшего поставщика СПГ в Европу, на долю которого пришлось почти 60% европейского импорта СПГ в первом–третьем кварталах 2025 года. Поставки российского СПГ сократились на 10% (или на 1,8 млрд куб. м) г/г, хотя Россия осталась вторым по величине поставщиком СПГ в Европу. На Бельгию, Францию и Испанию пришлось более 85% всего импорта СПГ в Европу из России в первом–третьем кварталах 2025 года.

Поставки трубопроводного газа из Норвегии в остальную часть Европы сократились на 2,8% (или почти на 2,5 млрд куб. м) г/г в первом–третьем кварталах 2025 года на фоне внеплановых отключений и увеличения объемов ремонтных работ. Поставки в Великобританию упали на 9% (или на 1,7 млрд куб. м), а в остальную часть Европы — на 1% (или на 0,7 млрд куб. м). Внутренняя добыча в странах, не считая Норвегию, выросла на 4% (или на 0,7 млрд куб. м) г/г в первые семь месяцев 2025 года. Этот рост в основном был обеспечен за счет значительного увеличения добычи в Дании, Италии и Турции. В Дании внутренняя добыча выросла на 80% (или на 0,7 млрд куб. м) г/г благодаря перезапуску месторождения Тайра (Tyra). В Турции добыча природного газа выросла на 60% (или на 0,7 млрд куб. м) г/г за счет месторождения Сакарья (Sakarya).

Поставки трубопроводного газа из России в Европейский союз упали на 45% (или на 10 млрд куб. м) г/г в первом–третьем кварталах 2025 года на фоне прекращения транзита газа через Украину. Экспорт в Турцию вырос более чем на 20% (или почти на 2,5 млрд куб. м) г/г в первые семь месяцев 2025 года. Доля российского трубопроводного газа в европейском спросе на газ оценивается ниже 10% в первом–третьем кварталах 2025 года. Поставки трубопроводного газа из Северной Африки оставались в целом стабильными, в то время как потоки из Азербайджана через TAP сократились на 2% (или на 0,2 млрд куб. м) в первом–третьем кварталах 2025 года.

Ожидается, что снижение поставок трубопроводного газа из России и Норвегии вкупе с ростом потребления газа и более высокими потребностями в закачке в хранилища увеличат импорт СПГ в Европу более чем на 20% в 2025 году, что станет новым рекордом. Мы ожидаем, что импорт СПГ в Европу сократится почти на 5% в 2026 году на фоне снижения спроса и роста поставок трубопроводного газа из Норвегии. МЭА. CC BY 4.0.

Значительные поставки СПГ из США компенсируют снижение поставок трубопроводного газа в Европу

Квартальное изменение импорта природного газа в Европу и поставок из Норвегии г/г, 1 кв. 2023 г. – 3 кв. 2025 г.

МЭА. CC BY 4.0. Источники: анализ МЭА на основе данных Enagas (2025), Natural Gas Demand; ENTSOG (2025), Transparency Platform; EPIAS (2025), Transparency Platform; Trading Hub Europe (2025), Aggregated consumption.

Цены на газ в Азии и Европе снизились до уровней ниже прошлогодних в третьем квартале 2025 года

Цены на природный газ снизились на всех ключевых рынках в третьем квартале 2025 года по сравнению с предыдущим кварталом и упали ниже уровней 2024 года в Азии и Европе. Напротив, более напряженные фундаментальные факторы рынка в США удерживали цены Henry Hub значительно выше уровней 2024 года.

В Европе спотовые цены TTF снизились на 4% по сравнению со вторым кварталом до среднего значения 11,3 долл./млн БТЕ в третьем квартале 2025 года, что на 1% ниже уровня третьего квартала 2024 года. Мощный приток СПГ (рост более чем на 30% г/г) в сочетании с увеличением выработки электроэнергии из ВИЭ оказал понижательное давление на цены на европейских хабах. Краткосрочная волатильность цен также снизилась. Волатильность фьючерсов TTF на месяц вперед снизилась с 50% во втором квартале до 28% в третьем квартале — это самое низкое среднеквартальное значение с третьего квартала 2018 года. Улучшение доступности мировых поставок СПГ и отсутствие непредвиденных изменений в структуре спроса и предложения ограничили краткосрочную волатильность цен на европейском рынке.

В Азии цены Platts JKM следовали по аналогичной траектории и снизились на 4% за квартал до среднего значения 11,7 долл./млн БТЕ в третьем квартале 2025 года, что на 10% ниже уровней третьего квартала прошлого года. Слабый региональный спрос в сочетании с улучшением доступности поставок СПГ и наращиванием поставок российского трубопроводного газа в Китай оказали давление на региональные уровни цен. В Китае общенациональная цена СПГ на выходе с завода (ex-factory) снизилась на 7% за квартал до среднего уровня 4 360 юаней за тонну (около 10 долл./млн БТЕ). Цены на СПГ с нефтяной привязкой торговались в расчетном диапазоне 11–12 долл./млн БТЕ, что стимулировало азиатских покупателей сокращать закупки СПГ на спотовом рынке и номинировать более высокие объемы по долгосрочным контрактам.

В Соединенных Штатах цены Henry Hub упали на 5% за квартал до среднего значения 3 долл./млн БТЕ в третьем квартале 2025 года, хотя они торговались на 40% выше уровней третьего квартала 2024 года. Относительно низкие уровни запасов в хранилищах после зимы 2024/25 года и более высокие потребности в закачке оказали повышательное давление на цены Henry Hub.

Форвардные кривые по состоянию на конец сентября предполагают, что TT...

...F предполагают, что цены TTF могут вырасти на 12% в 2025 году по сравнению с 2024 годом и составят в среднем чуть более 12 долл./млн БТЕ. Более высокие объемы закачки в хранилища в течение лета, в сочетании с сокращением импорта трубопроводного газа и сохраняющейся конкуренцией за гибкие партии СПГ, поддерживают более высокие цены на газ. Форвардные кривые указывают на то, что цены JKM могут вырасти на 4% в 2025 году до среднего значения почти 12,5 долл./млн БТЕ. Ожидается, что узкий спред TTF-JKM продолжит стимулировать стабильные потоки СПГ в Европу в четвертом квартале. Исходя из форвардных кривых, цены Henry Hub в Соединенных Штатах, как ожидается, вырастут более чем на 55% и составят в среднем 3,4 долл./млн БТЕ на фоне более жестких фундаментальных показателей рынка.

Форвардные кривые предполагают, что азиатские и европейские цены на газ могут снизиться в 2026 году. Цены TTF и JKM могут упасть примерно на 10% до среднегодового уровня чуть ниже 11 долл./млн БТЕ на фоне улучшения доступности СПГ. Форвардные кривые показывают, что цены Henry Hub могут вырасти более чем на 10% до среднего значения около 4 долл./млн БТЕ, что будет поддерживаться более жесткими фундаментальными показателями рынка в Соединенных Штатах.

Обновление ситуации на рынке газа

Ожидается, что улучшение предложения СПГ окажет понижательное давление на спотовые цены в Азии и Европе в 2026 году

Примечание: Будущие цены основаны на форвардных кривых по состоянию на конец сентября и не являются прогнозом цен. Источники: Анализ МЭА на основе данных CME Group (2025), Henry Hub Natural Gas Futures Quotes, Dutch TTF Natural Gas Month Futures Settlements, LNG Japan/Korea Marker (Platts) Futures Settlements; EIA (2025), Henry Hub Natural Gas Spot Price; Powernext (2025), Spot Market Data; S&P Global (2025), Platts Connect.

Активное восстановление запасов в ЕС и США летом внушает оптимизм в отношении зимы 2025/26 года

Запасы в подземных хранилищах газа (ПХГ) ЕС и США завершили зиму 2024/25 года на относительно низком уровне. Однако объемы закачки летом выше среднего вернули динамику запасов в нормальное русло, что поможет сбалансировать мировой рынок в течение зимы.

Заполнение ПХГ в ЕС демонстрировало устойчивое восстановление во втором и третьем кварталах 2025 года, в значительной степени компенсировав запасы ниже среднего уровня на начало сезона закачки. Тем не менее, несмотря на эту траекторию, уровни заполнения хранилищ ЕС, вероятно, не достигнут целевого показателя в 90% до начала зимы 2025/26 года.

Уровни запасов в ЕС завершили зиму 2024/25 года с дефицитом в 42% (или 26 млрд куб. м) по сравнению с уровнями предыдущего года после отбора, превысившего средние сезонные значения. Однако переход к чистой закачке произошел в соответствии с нормой начала апреля, а темпы закачки оставались в целом выше среднего пятилетнего значения на протяжении большей части сезона. В результате дефицит запасов в годовом исчислении сократился до 13% (или 13 млрд куб. м) к началу октября.

Для достижения целевого показателя заполнения в 90% в Европейском союзе с уровней начала октября (83%) потребуется закачка около 8 млрд куб. м — это более чем в два раза превышает средний пятилетний показатель закачки в октябре и примерно на 15% больше объема, закачанного за тот же месяц в 2022 году. Политическое соглашение на уровне ЕС о продлении крайнего срока достижения цели до 1 декабря вместо 1 ноября обеспечивает гибкость в отношении обязательств по хранению, но продолжение чистой закачки в ноябре потребует четкого рыночного сигнала для повышения темпов закачки относительно уровней начала октября. Таким образом, заполнение ПХГ в ЕС, вероятно, останется ниже целевого уровня в 90% перед началом зимы 2025/26 года.

В Украине темпы закачки в хранилища в сезон 2025 года были значительно выше, чем в 2024 году: к концу сентября в ПХГ было закачано примерно на 50% больше газа, чем за тот же период прошлого года. Это помогло уровням запасов восстановиться до эквивалентных показателей 2024 года к середине сентября (поднявшись с дефицита в 80% в конце зимы 2024/25 года) и опередить уровни 2024 года на 5% к началу октября. Тем не менее, это остается на 28% ниже уровней на ту же дату в 2023 году.

Более раннее, чем обычно, начало сезона закачки и темпы закачки выше среднего помогли уровням запасов в США восстановиться после дефицита в 27% (или 18 млрд куб. м) в годовом исчислении в начале марта и завершить сентябрь примерно на 1% (или 1 млрд куб. м) выше уровней 2024 года. Несмотря на растущий спрос на сырьевой газ для заводов СПГ, рынок газа США оставался хорошо обеспеченным на протяжении второго и третьего кварталов 2025 года, что высвободило газ для более масштабных закачек, чем в последние годы.

Активное потребление газа в электроэнергетике Кореи, связанное с погодными условиями, способствовало увеличению дефицита запасов СПГ относительно среднего пятилетнего значения в первой половине 2025 года. К июню запасы росли, но в июле их уровень оставался на 31% ниже уровня 2024 года. Несмотря на аналогичную динамику спроса в Японии, запасы СПГ в целом соответствовали уровням 2024 года за тот же период. Их совокупные запасы в первой половине 2025 года имели тенденцию к небольшому превышению среднего пятилетнего значения.

Запасы в США перед зимой выше среднего пятилетнего уровня, уровни в Европе остаются ниже

Среднесрочный прогноз развития рынка

Основные допущения, лежащие в основе среднесрочного прогноза

Рынки природного газа становятся все более сложными и труднопредсказуемыми в условиях быстро меняющегося геополитического контекста и торговой среды. В данном разделе представлен обзор ключевых допущений, лежащих в основе среднесрочного прогноза рынка газа.

Макроэкономический прогноз: на пути к замедлению роста

Ожидается, что средний рост мирового ВВП составит 3% в год в течение прогнозного периода (2024–2030 гг.), что ниже исторического среднего показателя до пандемии (3,7%). После роста на 3,3% в 2024 году, прогнозируется замедление роста мирового ВВП до 3% в 2025 году и до 2,9% в 2026 году — это самый низкий годовой показатель со времен мирового финансового кризиса 2007–2008 годов, за исключением пандемийного 2020 года. Ожидается, что в 2027–2030 годах рост мирового ВВП по-прежнему будет составлять в среднем около 3%. Более сложная торговая среда оказывает давление на экономические показатели, в то время как тарифная политика остается ключевым фактором неопределенности для текущего прогноза. Ожидается, что на азиатские рынки придется почти 60% роста мирового ВВП в течение прогнозного периода, за которыми следуют Северная Америка (12%) и Европейский союз (7%).

Мировое предложение СПГ: следующая волна СПГ

Прогноз мирового предложения СПГ определяется официальными графиками реализации СПГ-проектов, по которым принято окончательное инвестиционное решение (FID) и/или которые находятся на стадии строительства. Допущения относительно темпов наращивания мощностей и коэффициентов использования применяются на основе исторических профилей заводов по экспорту СПГ. Согласно данному прогнозу, ожидается расширение мировых мощностей по сжижению газа примерно на 300 млрд куб. м в год к 2030 году по сравнению с 2024 годом. Этот беспрецедентный рост в значительной степени обусловлен Катаром и Соединенными Штатами: на долю этих двух стран придется более 70% прироста мощностей по сжижению в течение прогнозного периода. Это значительное увеличение мощностей по сжижению СПГ частично нивелируется сохраняющимися проблемами с поставками сырьевого газа у некоторых традиционных производителей СПГ на фоне снижения добычи в апстриме и/или резкого увеличения внутреннего спроса. Мы предполагаем, что проблемы с поставками сырьевого газа могут сократить производство СПГ почти на 20 млрд куб. м в год к 2030 году. С учетом принятых темпов наращивания мощностей и коэффициентов использования, в данном прогнозе ожидается увеличение мирового предложения СПГ примерно на 250 млрд куб. м в год к 2030 году.

Российский проект «Арктик СПГ 2» остается под международными санкциями и, следовательно, не рассматривается в прогнозе как источник гарантированных поставок. Нельзя исключать спорадический экспорт СПГ с этого двухлинейного завода, что создает дополнительный потенциал роста мирового предложения СПГ в течение прогнозного периода.

Экспорт российского природного газа

В данном прогнозе предполагается, что поставки российского СПГ в Европейский союз прекратятся к 1 января 2027 года, в то время как поставки трубопроводного газа будут постепенно прекращены к 1 января 2028 года в соответствии с предложенным регламентом Европейской комиссии. Это приведет к сокращению российских поставки трубопроводного газа в Европейский союз примерно на 12 млрд куб. м по сравнению с 2025 годом (и почти на 30 млрд куб. м по сравнению с 2024 годом). Примечательно, что эти объемы не могут быть перенаправлены на другие рынки и, следовательно, приведут к потерям в общем мировом предложении газа. Экспорт российского СПГ в Европейский союз в 2024 году составил около 21 млрд куб. м; ожидается, что в 2026 году он будет постепенно перенаправлен на другие рынки (прежде всего в Азию). Предполагается, что экспорт российского трубопроводного газа в Китай по системе трубопроводов «Сила Сибири» продолжит расти — с 30 млрд куб. м/год в 2024 году до 44 млрд куб. м/год к 2030 году. Кроме того, предполагается, что «Дальневосточный маршрут» из России будет запущен в 2027 году и выйдет на проектную мощность в диапазоне 10–12 млрд куб. м/год к 2030 году. Эти допущения отражают последние соглашения, подписанные между «Газпромом» и CNPC, относительно потенциала увеличения поставок российского трубопроводного газа в Китай.

Цены на природный газ в Европе и Азии могут сойтись в диапазоне краткосрочных предельных издержек производства СПГ в США

Данный прогноз частично опирается на внешние допущения по ценам на энергоносители, сформированные на основе форвардных кривых, наблюдаемых в конце сентября 2025 года.

В Соединенных Штатах цены на Henry Hub упали до 2,2 доллара за млн БТЕ (MBtu) в 2024 году — это самый низкий уровень с 1998 года, за исключением периода пандемии 2020 года. В первом–третьем кварталах 2025 года цены восстановились до 3,5 доллара за млн БТЕ. Форвардные кривые указывают на то, что цены на Henry Hub в США в 2025–2030 годах составят в среднем 3,7 доллара за млн БТЕ, что почти на 15% выше уровней, наблюдавшихся в период с 2019 по 2024 год.

В Европе цены на природный газ на хабе TTF снизились по сравнению с максимумами 2022–2023 годов и в 2024 году составили в среднем чуть менее 11 долларов за млн БТЕ. Цены на TTF выросли в среднем до 12,5 долларов за млн БТЕ в первом–третьем кварталах 2025 года на фоне ужесточения фундаментальных рыночных факторов.

В Азии цены Platts JKM следовали аналогичной траектории. После снижения в 2024 году цены JKM выросли в среднем до 12,7 долларов за млн БТЕ в первом–третьем кварталах 2025 года. Учитывая значительный рост предложения СПГ, цены как на европейских хабах, так и на спотовом рынке СПГ в Азии могут начать постепенно сближаться с краткосрочными предельными издержками производства американского СПГ в период с 2027 по 2030 год. Согласно этим допущениям, ожидается, что цены на европейских хабах и спотовые цены на СПГ в Азии в период 2025–2030 годов составят в среднем 8 долларов за млн БТЕ и 8,5 долларов за млн БТЕ соответственно, что примерно на 40% ниже уровней, наблюдавшихся в период с 2019 по 2024 год. Ожидается, что динамика цен на природный газ ниже их исторических средних значений откроет дополнительный спрос, особенно на чувствительных к цене азиатских рынках. На основе текущих форвардных кривых предполагается, что цены на СПГ с нефтяной привязкой в период с 2025 по 2030 год составят в среднем 10 долларов за млн БТЕ, что почти на 10% ниже их уровня в 2019–2024 годах.

Электроэнергетический сектор и метеорологические допущения

Потребление природного газа особенно чувствительно к погоде. Данный прогноз основан на допущении о средних зимних условиях для предстоящих отопительных сезонов (с использованием скользящего среднего за пять лет). Ввод новых мощностей по производству возобновляемой энергии основан на отчете МЭА «ВИЭ 2025» (Renewables 2025). В прогнозе предполагаются средние показатели доступности гидроэнергии и средние скорости ветра. Допущения по мощностям атомной энергетики подробно изложены в соответствующих разделах отчета.

Ожидается, что только на Азию придется почти 60% мирового роста ВВП в среднесрочной перспективе.

Прогноз роста ВВП в ключевых регионах, 2024–2030 гг.

Источник: анализ МЭА на основе данных Oxford Economics.

Среднесрочный обзор рынка: Газ 2025. Анализ и прогнозы до 2030 года. Стр. | 41

Поиск баланса: как мировой рынок газа поглотит следующую волну СПГ?

Ожидается, что к 2030 году мировое предложение СПГ увеличится почти на 50%. Этот беспрецедентный рост предложения СПГ призван глубоко трансформировать мировой рынок газа, открыть дополнительный спрос на природный газ и стимулировать новые маркетинговые стратегии.

Предстоящая волна СПГ сыграет решающую роль в обеспечении энергетической безопасности и доступности газа в среднесрочной перспективе

Мировые мощности по сжижению природного газа увеличатся на 300 млрд куб. м/год к 2030 году по сравнению с 2024 годом, исходя из официальных графиков проектов, которые достигли стадии окончательного инвестиционного решения (FID) и/или находятся в стадии строительства. Более 230 млрд куб. м/год мощностей по сжижению СПГ были утверждены и/или начали строиться после полномасштабного вторжения России в Украину. Поставки российского трубопроводного газа в Европу упали на 120 млрд куб. м в течение 2022–2023 годов, что на тот момент соответствовало примерно одной пятой мировой торговли СПГ. Масштабирование поставок СПГ играет ключевую роль в ребалансировке мирового рынка газа, повышении безопасности поставок и улучшении доступности природного газа, в том числе на развивающихся, чувствительных к цене импортных рынках.

Соединенные Штаты и Катар возглавляют следующую волну СПГ: в совокупности на них приходится более 70% прироста мощностей по сжижению, ожидаемого к 2030 году. Этот значительный рост мощностей по сжижению совпадает с нарастающими проблемами поставок сырьевого газа у некоторых традиционных производителей СПГ, которые часто сталкиваются с двойной проблемой: снижением возможностей добычи в апстриме и растущим внутренним спросом на природный газ. Проблемы с поставками сырьевого газа у традиционных производителей могут сократить производство СПГ почти на 20 млрд куб. м/год к 2030 году. Сюда входит снижение экспортного потенциала СПГ на старых заводах в Африке и Юго-Восточной Азии. С учетом этого, а также принятых темпов наращивания мощностей и коэффициентов использования, данный прогноз ожидает, что мировое предложение СПГ увеличится примерно на 250 млрд куб. м/год к 2030 году, что эквивалентно почти половине текущего объема мировой торговли СПГ. Этот значительный прирост сопоставим с примерно 7% спроса на энергетический уголь в Азии.

Ожидается, что внутренняя добыча на ключевых рынках импорта СПГ будет демонстрировать различные тенденции

Ожидается, что внутренняя добыча газа на ключевых странах-импортерах СПГ увеличится более чем на 55 млрд куб. м/год. Этот рост в значительной степени сосредоточен в Китае, где внутренняя добыча газа, по прогнозам, вырастет более чем на 20% (или примерно на 55 млрд куб. м/год) к 2030 году. Однако ожидается, что другие ключевые рынки импорта СПГ в Азии столкнутся со снижением темпов добычи, включая Бангладеш и Пакистан.

В Европе добыча природного газа (без учета Норвегии), как ожидается, незначительно увеличится в течение прогнозного периода, поскольку снижение добычи в Северо-Западной Европе будет более чем компенсировано наращиванием добычи на месторождении Сакарья в Турции и запуском месторождения Neptun Deep в Румынии. Ухудшение возможностей добычи (апстрим) на стареющих месторождениях Северного моря на континентальном шельфе Великобритании является основным драйвером этой тенденции.

В Центральной и Южной Америке наращивание добычи на месторождении Вака-Муэрта в Аргентине и разработка подсолевых месторождений в Бразилии окажут смягчающее воздействие на потребности региона в импорте СПГ в среднесрочной перспективе.

Ожидается сокращение торговли трубопроводным газом в среднесрочной перспективе

Ожидается, что импорт трубопроводного газа в Европу (включая поставки из Норвегии) сократится более чем на 25% (или на 60 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год. Данный прогноз предполагает, что поставки российского трубопроводного газа в Европейский союз прекратятся к 1 января 2028 года в соответствии с предложением Европейской комиссии. Это приведет к сокращению поставок российского трубопроводного газа в Евросоюз почти на 30 млрд куб. м по сравнению с 2024 годом. Примечательно, что эти объемы не могут быть перенаправлены на другие рынки и, следовательно, приведут к потерям для общего мирового предложения газа. Кроме того, ожидается сокращение импорта трубопроводного газа в Европу из Северной Африки на фоне снижения доступности экспортного трубопроводного газа в регионе (из-за значительного роста внутреннего спроса) и истечения срока действия ключевых долгосрочных контрактов. Прогноз предполагает снижение поставок трубопроводного газа из Норвегии на фоне снижения добычи газа в стране (в соответствии с прогнозами Норвежского шельфового директората).

Напротив, ожидается, что импорт трубопроводного газа в Китай из России вырастет на 75% (или почти на 25 млрд куб. м) в течение прогнозного периода. Это в значительной степени обусловлено наращиванием поставок по системе «Сила Сибири» и запуском «Дальневосточного маршрута» в 2027 году. Этот прогноз также включает потенциал роста в 6 млрд куб. м в соответствии с последними соглашениями, заключенными между «Газпромом» и CNPC. Продолжающийся рост поставок российского трубопроводного газа в Китай частично компенсируется снижением экспорта из Центральной Азии на фоне нарастающих проблем с добычей в Узбекистане.

Предполагается, что поставки трубопроводного газа между Ираном и Ираком прекратятся в среднесрочной перспективе на фоне ужесточения санкций, что потребует расширения мощностей по импорту СПГ в Ираке (возможно, путем аренды плавучей регазификационной установки — ПРГУ). Напротив, ожидается, что экспорт трубопроводного газа из Израиля в Египет продолжит расти в течение прогнозного периода (в том числе через пайплайн Ницана мощностью 6 млрд куб. м/год). В Южной Америке экспорт трубопроводного газа из Боливии в Бразилию потенциал роста в 6 млрд куб. м в соответствии с последними соглашениями, заключенными между «Газпромом» и CNPC. Продолжающийся рост поставок российского трубопроводного газа в Китай частично компенсируется снижением экспорта из Центральной Азии на фоне нарастающих проблем с добычей в Узбекистане. Предполагается, что поставки трубопроводного газа между Ираном и Ираком прекратятся в среднесрочной перспективе на фоне ужесточения санкций, что потребует расширения мощностей по импорту СПГ в Ираке (возможно, путем аренды плавучей регазификационной установки — ПРГУ). Напротив, ожидается, что экспорт трубопроводного газа из Израиля в Египет продолжит расти в течение прогнозного периода (в том числе через пайплайн Ницана мощностью 6 млрд куб. м/год). В Южной Америке экспорт трубопроводного газа из Боливии в Бразилию, как ожидается, прекратится в связи с истечением срока действия контракта на поставку и снижением темпов добычи в Боливии.

Азиатские рынки станут драйверами роста импорта СПГ

Ожидается, что спрос на природный газ на ключевых рынках импорта СПГ вырастет почти на 11% (или на 175 млрд куб. м) до 2030 года. Такая траектория спроса отражает текущие форвардные кривые цен на спотовый СПГ в Азии и цены на европейских хабах (в среднем 10 долларов США за млн БТЕ на 2025–2030 годы по состоянию на конец сентября 2025 года). С учетом тенденций внутренней добычи и торговли трубопроводным газом, их совокупные потребности в импорте СПГ увеличатся примерно на 170 млрд куб. м к 2030 году по сравнению с 2024 годом. Этот рост в значительной степени сконцентрирован в Азии: потребности региона в чистом импорте СПГ вырастут почти на 140 млрд куб. м к 2030 году. На Китай и Индию вместе приходится около 40% этого роста. Напротив, потребности Европы в импорте СПГ, как ожидается, останутся в целом стабильными в течение прогнозного периода по сравнению с повышенными уровнями, ожидаемыми в 2025 году, так как снижение импорта трубопроводного газа в значительной степени компенсируется продолжающимся сокращением спроса на природный газ. Прогнозируется, что Центральная и Южная Америка перейдут из статуса малого чистого импортера СПГ в статус малого чистого экспортера в течение прогнозного периода на фоне роста внутренней добычи в Аргентине и Бразилии.

Использование СПГ в качестве морского топлива, согласно прогнозам, увеличится на 15 млрд куб. м в период с 2024 по 2030 год. Это отчасти обусловлено быстрым расширением флота газовозов СПГ, мощность которого, как ожидается, вырастет более чем на 40% к 2030 году и который использует отпарной газ в качестве топлива для двигателей. Кроме того, число судов, работающих на СПГ, может увеличиться более чем вдвое к 2030 году на фоне ужесточения правил в отношении выбросов.

Следующая волна СПГ может открыть дополнительный спрос

При рассмотрении ценовых траекторий на основе текущих форвардных кривых рост спроса на СПГ на рынках импорта не поглотит весь прирост предложения СПГ в среднесрочной перспективе, что приведет к избытку СПГ в размере около 65 млрд куб. м к 2030 году. Учитывая значительный рост предложения СПГ, цены как на европейских хабах, так и на спотовый СПГ в Азии могут начать постепенно сближаться с диапазоном краткосрочных предельных издержек (SRMC) СПГ из США, начиная с 2027 года. Это приведет к средним ценам в 8 долларов США за млн БТЕ и 8,5 долларов США за млн БТЕ в период 2025–2030 годов соответственно. Эти более низкие уровни цен откроют дополнительный спрос, особенно на чувствительных к цене азиатских рынках, помогая поглотить предложение СПГ и ограничивая риск остановки производства на заводах по сжижению. Ценозависимый спрос в электроэнергетике, газоемкой промышленности и транспортном секторе — вместе с операциями по хранению — может поглотить дополнительные 65 млрд куб. м СПГ к 2030 году. Это потребует продолжения расширения инфраструктуры природного газа, особенно в Южной и Юго-Восточной Азии.

Маркетинговые стратегии должны будут эволюционировать

Производителям и поставщикам СПГ необходимо будет адаптировать свои маркетинговые стратегии в среднесрочной перспективе, чтобы волна СПГ принесла долгосрочные выгоды для развития мирового рынка газа. Условия ценообразования в долгосрочных контрактах на поставку уже смещаются в сторону лучшего отражения фундаментальных рыночных факторов: к 2030 году доля контрактов на СПГ с привязкой к хабам вырастет примерно до половины от общего объема законтрактованного СПГ. Ценообразование на основе хабов обеспечивает лучший отклик спроса в чувствительных к цене секторах конечного потребления и может сыграть ключевую роль в разблокировании дополнительного спроса. Поставщикам СПГ также потребуется активно развивать свои возможности в краткосрочной торговле, чтобы соответствовать более волатильным моделям спроса на газ, возникающим на рынках импорта (и частично вызванным растущей изменчивостью газовой генерации). Кроме того, более глубокая вертикальная интеграция и инвестиции поставщиков СПГ в инфраструктуру природного газа на ключевых развивающихся рынках могут открыть и масштабировать дополнительный спрос на СПГ в среднесрочной перспективе.

* Форвардные кривые TTF и Platts JKM на конец сентября 2025 г. * SRMC = краткосрочные предельные издержки. ** Включая операции по хранению.

Рост мирового спроса на СПГ к 2030 году эквивалентен примерно 7% спроса на энергетический уголь в Азии

США и Катар станут лидерами следующей волны предложения СПГ

Ожидается, что в период с 2024 по 2030 год будет введено в эксплуатацию в общей сложности около 300 млрд куб. м/год новых экспортных мощностей СПГ по проектам, которые уже достигли стадии ОПР и/или находятся в стадии строительства. Это представляет собой самую крупную волну мощностей по сжижению за любой сопоставимый период в истории рынков СПГ.

Хотя рынок СПГ готов перейти в фазу ускоренного роста благодаря бурно развивающейся волне сжижения, проблемы с сырьевым газом на существующих проектах и растущий внутренний спрос на газ с высокой вероятностью станут сдерживающими факторами для некоторых традиционных экспортеров СПГ, особенно в Тихоокеанском бассейне. Тем не менее, ожидается, что потенциальное предложение СПГ вырастет примерно на 250 млрд куб. м к 2030 году по сравнению с уровнем 2024 года. Это эквивалентно почти половине текущей мировой торговли СПГ.

Что касается спроса, то хотя зрелые рынки, такие как Европа, Япония и Корея, останутся важными столпами мировой торговли СПГ, их доля на рынке продолжит снижаться, поскольку рост импорта все чаще будет происходить за счет новых рынков, особенно в Азии.

Рост предложения СПГ поддерживается рекордной серией ОПР

В период с 2019 года по октябрь 2025 года окончательное инвестиционное решение (ОПР) было принято по экспортным мощностям СПГ в объеме около 390 млрд куб. м/год. Это более чем в два раза превышает мощности по сжижению, одобренные в период 2014–2018 годов.

При традиционном периоде строительства от четырех до пяти лет большинство этих проектов должны быть запущены во второй половине текущего десятилетия, что вызовет новую волну роста предложения СПГ. Хотя проекты уже начали вводиться в эксплуатацию в 2025 году, а ввод новых мощностей ускорится в 2026 году, пик ввода мощностей в этом десятилетии ожидается в 2027 и 2028 годах.

Более 70% прироста мощностей по сжижению до 2030 года придется на США и Катар, что еще больше сконцентрирует мировое предложение на двух ведущих экспортных рынках современности. На Канаду придется еще 9% роста мощностей благодаря запуску ее первых двух проектов по сжижению. Ожидается, что африканские проекты — во главе с 7-й технологической линией Nigeria LNG — обеспечат около 6% мирового роста мощностей до 2030 года.

Однако не все проекты, достигшие стадии ОПР за этот период, как ожидается, внесут вклад в рост мирового предложения СПГ в этом десятилетии: Mozambique LNG (18 млрд куб. м/год) и российский проект «Арктик СПГ 2» (27 млрд куб. м/год), ОПР по которым были приняты в 2019 году, не включены в наш прогноз мощностей по сжижению. Строительство первого из них было остановлено в 2021 году после объявления форс-мажора в связи с проблемами безопасности в стране. По второму проекту сообщалось о вводе в эксплуатацию первых двух линий в декабре 2023 года и мае 2025 года, но, находясь под международными санкциями, проект не рассматривается в данном прогнозе как источник гарантированных поставок. Тем не менее, хотя «Арктик СПГ 2» не экспортировал партии до июня 2025 года, в период с июня по сентябрь 2025 года он отгрузил восемь партий с первой линии, которые были экспортированы на один регазификационный терминал в Китае. Следовательно, нельзя исключать спорадический экспорт СПГ с двухлинейного завода, что добавляет дополнительный потенциал роста мирового предложения СПГ в течение прогнозного периода.

Принятие ОПР в 2019 году, не включены в наш прогноз мощностей по сжижению. Строительство первого из них было остановлено в 2021 году после объявления форс-мажора в связи с проблемами безопасности в стране. По второму проекту сообщалось о вводе в эксплуатацию первых двух линий в декабре 2023 года и мае 2025 года, но, находясь под международными санкциями, проект не рассматривается в данном прогнозе как источник гарантированных поставок. Тем не менее, хотя «Арктик СПГ 2» не экспортировал партии до июня 2025 года, в период с июня по сентябрь 2025 года он отгрузил восемь партий с первой линии, которые были экспортированы на один регазификационный терминал в Китае. Следовательно, нельзя исключать спорадический экспорт СПГ с двухлинейного завода, что добавляет дополнительный потенциал роста мирового предложения СПГ в течение прогнозного периода.

Истощение ресурсов в секторе апстрим и рост внутреннего спроса на газ создают препятствия для некоторых традиционных экспортеров

В то время как новые проекты по сжижению выводят мировою торговлю СПГ на новые максимумы до 2030 года, ожидается, что экспорт из существующих проектов на определенных рынках — особенно в Азиатско-Тихоокеанском регионе — столкнется с растущими трудностями в результате снижения доступности газа для сжижения и роста внутреннего спроса на газ.

На Азиатско-Тихоокеанский регион приходилось около 40% мировых поставок СПГ в период 2016–2018 годов в результате быстрого расширения австралийских проектов по сжижению, начала производства в Папуа — Новой Гвинее и относительно стабильного выпуска продукции традиционными производителями — Индонезией и Брунеем. Однако, учитывая небольшое количество новых проектов или ОПР в регионе с 2019 года, а также истощение ресурсных бассейнов, привязанных к историческим проектам по сжижению, среднесрочная динамика производства сталкивается с определенной степенью неопределенности.

Австралия, крупнейший производитель СПГ в регионе и третий по величине в мире, за последнее время приняла только одно ОПР по новому проекту сжижения (вторая линия Pluto LNG; 6,8 млрд куб. м в год) в 2021 году. Хотя игроки отрасли разрабатывают долгосрочные планы по восполнению ресурсной базы («бэкфилл») для существующих проектов, чьи традиционные месторождения вступили в стадию падения добычи — в частности, для проектов Darwin LNG, North West Shelf Australia LNG, Gorgon LNG и Prelude FLNG, — сроки ввода этих новых активов в секторе апстрим и рост внутреннего спроса на газ могут сдержать потенциал роста австралийского экспорта СПГ до 2030 года.

Индонезия — еще один рынок, где динамика добычи и внутренний спрос повлияют на доступность СПГ для экспорта на мировой рынок. Объемы отгрузки индонезийского СПГ имели тенденцию к снижению с 2010 по 2021 год, так как традиционные газовые месторождения постепенно истощались, а новые разработки для подпитки проектов по сжижению вводились в ограниченном объеме. В то время как три линии Tangguh LNG последовательно вводились в эксплуатацию с 2009 по конец 2023 года, сегодня из восьми первоначальных линий традиционного проекта Bontang LNG в строю остаются только две из-за снижения доступности сырьевого газа.

Объемы отгрузки СПГ из Индонезии начали восстанавливаться с 2022 года, а в последние годы было объявлено о новых открытиях и инвестициях (CAPEX) в апстрим. Однако внутренний спрос на газ также поглощает растущую долю этих объемов: она увеличилась с平均ных 17% в 2016–2020 годах до примерно одной трети в первые девять месяцев 2025 года. Скорость, с которой могут быть освоены новые активы в секторе апстрим, будет иметь ключевое значение для удовлетворения как растущего внутреннего спроса, так и контрактных экспортных обязательств в среднесрочной перспективе.

Текущие инвестиции в апстрим в Малайзии призваны сохранить экспорт страны в среднесрочной перспективе в целом на уровне показателей последних лет, хотя различное качество новых газовых открытий может замедлить усилия по восполнению ресурсной базы. Ожидается, что внутренний спрос также будет расти, но не окажет существенного влияния на доступность малайзийского СПГ на мировом рынке.

В целом мы ожидаем, что экспорт из стран Азиатско-Тихоокеанского региона будет постепенно снижаться к 2030 году, при этом существует риск, что задержки в проектах по восполнению сырьевой базы (как на стадии ОПР, так и на стадии реализации) приведут к более резкому падению во второй половине прогнозного периода.

Рост спроса на СПГ зависит от развивающихся рынков

В то время как крупнейшие на сегодняшний день экспортеры СПГ намерены увеличить свою долю в поставках в ближайшие годы, ландшафт импорта СПГ претерпит более значительные изменения: растущая доля спроса будет обеспечиваться новыми рынками, особенно в Азии.

Более зрелые импортеры СПГ останутся важными столпами мировой торговли СПГ до 2030 года, но не станут основными драйверами роста спроса. Доля таких рынков, как Европа, Япония и Корея, в общем объеме мирового импорта снижалась в течение последнего десятилетия и сохранит эту траекторию до 2030 года. В Европе импорт СПГ значительно вырастет в 2025 году как рычаг балансировки газового рынка на фоне сокращения трубопроводного импорта из России. Однако среднесрочный тренд предполагает лишь незначительный прирост импорта с этой точки, так как спрос продолжает снижаться, а трубопроводные поставки стабилизируются.

Продолжающийся перезапуск атомных электростанций в Японии ограничит потенциал роста импорта СПГ в этой стране до 2030 года. Однако в Корее ожидается более сильный рост импорта СПГ в прогнозный период, поскольку альтернативные генерирующие мощности не оказывают существенного влияния на динамику потребления газа в электроэнергетике на фоне растущего спроса на электроэнергию.

Несмотря на сохраняющийся потенциал роста на зрелых рынках, основная часть прироста спроса на СПГ будет обеспечена новыми рынками, прежде всего в Азии. Китай, как крупнейший в мире импортер СПГ в 2024 году, занимает среди них первое место. Хотя СПГ продолжит выполнять роль балансирующего фактора для китайского газового рынка — дополняя рост внутренней добычи и увеличивающийся трубопроводный импорт из России во второй половине прогнозного периода — он остается ключевой опорой энергоснабжения страны. Несмотря на ожидаемое значительное падение импорта СПГ в 2025 году (в отличие от роста в Европе), импорт СПГ в Китай может вырасти более чем на 20% в базовом сценарии и почти на 50% в оптимистичном сценарии к 2030 году по сравнению с уровнями 2024 года.

Меньшие по размеру и более чувствительные к ценам рынки с меньшим охватом долгосрочными контрактами также увеличат импорт СПГ до 2030 года. Ожидается, что следующая волна поставок СПГ смягчит конкуренцию за партии между бассейнами, которая обострилась в последние годы. Таким образом, азиатские импортеры, которые периодически вытеснялись с рынка высокими спотовыми ценами на СПГ, начнут импортировать больше. К 2030 году валовой импорт СПГ на эти другие рынки Азии может вырасти почти на 150% в оптимистичном сценарии (или более чем на 125% в базовом сценарии) по сравнению с уровнями 2024 года.

Однако рост импорта СПГ в Южной и Юго-Восточной Азии будет зависеть от развития важной газовой инфраструктуры и сетей, а также от продолжения государственной поддержки. Оценка правительствами доступности СПГ с точки зрения цены и физических поставок для обеспечения энергетической безопасности станет решающим фактором в ускорении его внедрения, особенно после резких потрясений на рынке СПГ и ценовых колебаний последних лет.

Хотя дополнительные мировые поставки СПГ должны поддержать рост импорта на развивающихся рынках, высокосвязанный и гибкий рынок СПГ остается ключевым инструментом балансировки в условиях потенциальных шоков — как со стороны спроса, так и со стороны предложения, регионального или глобального характера. Как показал энергетический кризис 2022/23 годов, потоки СПГ остаются подверженными резкой перестройке в ответ на рыночные потрясения.

Период низких цен может подорвать инвестиции в СПГ

В то время как мировой газовый рынок в среднесрочной перспективе будет занят поглощением следующей волны поставок СПГ, длительный период низких цен может снизить стимулы для девелоперов инвестировать в проекты по сжижению СПГ (CAPEX), а также в инфраструктуру апстрима и мидстрима. Учитывая длительные сроки реализации проектов по сжижению, это может привести к потенциальному сужению мировых газовых рынков после 2030 года, особенно если рост спроса пойдет по более высокой траектории.

Кумулятивный прирост мощностей по сжижению по проектам, прошедшим стадию ОПР, по регионам, 2025–2030 гг.

Примечание: Прогноз включает проекты, по которым принято ОПР по состоянию на 24 октября 2025 года. Регионы: Северная Америка, Ближний Восток, Африка, Азиатско-Тихоокеанский регион, Центральная и Южная Америка.

К 2030 году мощности мирового флота танкеров СПГ вырастут примерно на 40%

По состоянию на начало 2025 года мировой флот танкеров СПГ насчитывал в общей сложности более 830 судов. В это число входят крупнотоннажные газовозы, а также 52 плавучие регазификационные установки (ПРГУ) и 79 малотоннажных судов и судов-бункеровщиков. Вместе эти суда обеспечивают совокупную эксплуатационную транспортную мощность более 120 млн кубических метров СПГ. Ожидается, что к 2030 году флот приблизится к 1 100 единицам, что означает рост примерно на 30%. В то же время прогнозируется, что общая мощность морских перевозок СПГ расширится почти на 40% (при условии сохранения средних темпов вывода судов из эксплуатации, наблюдавшихся в последние годы), что обусловлено переходом к более крупным и эффективным танкерам. Более 350 дополнительных судов заказаны к поставке до конца десятилетия, что подкреплено долгосрочными контрактами на поставку. Несмотря на то, что мировой флот СПГ будет активно расширяться в среднесрочной перспективе, быстрый рост мировой торговли СПГ может привести к сокращению избытка...

...установок для хранения и регазификации (FSRU) и 79 малотоннажных и бункеровочных судов. Вместе эти суда обеспечивают совокупную эксплуатационную транспортную мощность более 120 млн кубических метров СПГ. Ожидается, что к 2030 году флот приблизится к 1 100 единицам, что означает рост примерно на 30%. В то же время прогнозируется, что общая мощность морских перевозок СПГ расширится почти на 40% (при условии сохранения средних темпов вывода судов из эксплуатации, наблюдавшихся в последние годы), что обусловлено переходом к более крупным и эффективным танкерам. Более 350 дополнительных судов заказаны к поставке до конца десятилетия, что подкреплено долгосрочными контрактами на поставку. Несмотря на то, что мировой флот СПГ будет активно расширяться в среднесрочной перспективе, быстрый рост мировой торговли СПГ может привести к сокращению избытка предложения на рынке фрахта после 2028 года.

Текущий прогноз мировой торговли СПГ указывает на то, что портфель заказов на новые танкеры СПГ должен расширяться и далее, чтобы избежать логистических узких мест и обеспечить бесперебойные глобальные потоки СПГ. Это расширение обусловлено не только объемами. Новые суда все чаще проектируются с учетом повышения эффективности и соблюдения экологических норм. Последнее поколение танкеров СПГ интегрирует системы воздушной смазки, высокоэффективные системы хранения груза с пониженными нормами испарения, гибридные системы валогенераторов и усовершенствованные двухтопливные двигатели, предназначенные для минимизации проскока метана. Эти характеристики имеют решающее значение для соответствия международным целям по декарбонизации и нормативно-правовой базе, включая стандарты, установленные Международной морской организацией (ИМО), что помогает снизить выбросы ПГ на протяжении всего жизненного цикла морских перевозок СПГ.

Малотоннажные и модульные танкеры открывают новые рынки, но усложняют логистику перевозок

Азия остается доминирующим рынком импорта СПГ, где Китай и, во все большей степени, Индия выступают драйверами роста. Эти растущие потребности в импорте стимулируют параллельное расширение флотов для перевозки СПГ, как по размеру, так и по дальности хода. Если исторически генерирующие компании инвестировали в суда напрямую, то за последние два десятилетия большинство из них перешли на долгосрочный чартер. Тем не менее, несколько азиатских коммунальных предприятий и торговых домов продолжают инвестировать напрямую для обеспечения мощностей и снижения рыночных рисков, аналогично практике стран-экспортеров СПГ на Ближнем Востоке. Разворот Европы к СПГ после прекращения поставок трубопроводного газа из России также увеличил краткосрочный спрос на спотовые партии и FSRU, усилив потребность в гибкости морских перевозок СПГ. Хотя спотовые чартерные ставки оставались низкими на протяжении большей части 2024 и 2025 годов из-за избытка мощностей флота и сезонных моделей спроса, структурные сдвиги в торговых потоках и расстояниях рейсов продолжают испытывать на прочность адаптивность мирового флота танкеров СПГ. Этот переход подчеркивает важность маневренного и адаптируемого сектора морских перевозок СПГ, способного поддерживать как дальние, так и региональные поставки.

На развивающихся рынках Юго-Восточной Азии, Африки и Латинской Америки рассматриваются малотоннажные танкеры СПГ и модульные транспортные решения для обслуживания удаленных или распределенных импортных терминалов. В Индонезии, например, проект по малотоннажному СПГ стоимостью 1,5 млрд долларов США под руководством PLN EPI^5 нацелен на замену дизельных электростанций в шести региональных кластерах с использованием логистической цепочки на базе хабов и фидерных судов, доставляющих СПГ на сателлитные или удаленные терминалы. Ожидается, что диверсификация размеров и функций судов ускорится к 2030 году благодаря стандартизации проектирования, меняющимся потребностям рынка и повышению гибкости развертывания, даже несмотря на то, что рост стоимости материалов и строительства оказывает повышательное давление на совокупный CAPEX.

Ограничения верфей и цели по декарбонизации проверяют темпы обновления флота

Несмотря на благоприятные тенденции спроса, несколько сдерживающих факторов могут ограничить развитие мощностей танкеров СПГ. Узкие места в цепочке поставок, особенно на специализированных верфях в Южной Корее и Китае, привели к росту затрат и задержкам поставок. В то же время отрасль сталкивается с растущей неопределенностью относительно долгосрочной роли газа в декарбонизации глобальной энергетической системы. Эта неопределенность может ограничить инвестиции в судоходные активы со сроком службы после 2040 года.

^5 Дочернее предприятие государственной электроэнергетической компании Perusahaan Listrik Negara (PLN), специализирующееся на развитии энергетической инфраструктуры.

С нормативной точки зрения соблюдение требований ИМО по Индикатору углеродоемкости (CII) и Индексу энергоэффективности существующих судов (EEXI) уже влияет на операционные и инвестиционные решения, включая снижение скорости^6 и переоборудование флота, а также стимулирует внедрение новых технологий для сокращения выбросов ПГ. По мере ужесточения целевых показателей выбросов после 2030 года ожидается, что регуляторное давление ускорит обновление флота, а инвестиции сместятся в сторону более эффективных и соответствующих нормам судов.

Баланс энергетической безопасности и климатических целей

Мировой флот танкеров СПГ стабильно расширяется для поддержки новых проектов по сжижению и гибких моделей торговли. Однако объем новых заказов может достичь пика к концу 2020-х годов по мере ускорения усилий по декарбонизации и набора рыночной массы альтернативами с низким уровнем выбросов. Устойчивый рынок танкеров СПГ до 2030 года потребует не только адекватных мощностей судостроения, но и скоординированного планирования между производителями, импортерами и судовладельцами. Стратегические инвестиции в цифровую оптимизацию судов, технологии энергоэффективности и силовые установки с низким уровнем выбросов, включая двухтопливные двигатели на СПГ и, потенциально, конструкции, адаптируемые к водороду и его производным видам топлива, будут иметь важное значение для приведения эксплуатационных показателей в соответствие с меняющимися климатическими целями. Сектор морских перевозок СПГ находится в переломном моменте: он критически важен для обеспечения энергетической безопасности, но при этом испытывает растущее давление в части адаптации флота для сокращения выбросов в условиях ужесточения нормативной базы.

^6 Снижение скорости помогает сократить выбросы, поскольку потребление топлива — и, следовательно, выбросы CO₂ — растет экспоненциально скорости судна.

После активных поставок в 2024 году ожидается, что 2025 год установит новый рекорд по пополнению флота судами СПГ.

Рост мирового флота СПГ и ежегодное пополнение судов, 2009–2030 гг.

Примечание: Чистое пополнение флота представляет собой количество новых судов СПГ, добавляемых в мировой флот каждый год, за вычетом тех, которые выводятся из эксплуатации или утилизируются. Данные основаны на портфеле заказов на танкеры СПГ по состоянию на сентябрь 2025 года; суда, заказанные после этой даты, не включены, что может привести к тому, что показатели чистого пополнения после 2025 года будут казаться ниже.

Добыча газа в США готова к быстрому росту, обусловленному увеличением спроса и экспорта СПГ

После кратковременного замедления в 2024 году добыча природного газа в США должна вернуться к устойчивому росту, чему способствует резкое увеличение экспорта СПГ, рост потребления, повышение продуктивности добывающего сектора (апстрим) и расширение мощностей пайплайнов по выводу продукции в ключевых сланцевых бассейнах. В период с 2024 по 2030 год добыча газа в США может вырасти на 20% (210 млрд куб. м/год) в нашем высоком сценарии, достигнув 1 280 млрд куб. м/год к концу десятилетия и закрепив за США статус крупнейшего в мире производителя газа. Это соответствует ежегодному темпу роста в 3%, что медленнее, чем средний рост почти в 4% в течение десятилетия до 2024 года, но соответствует темпам, наблюдавшимся в последние три года. Практически весь рост добычи приходится на сланцевые месторождения и месторождения плотной нефти, в то время как в районах традиционной добычи отмечается умеренное снижение.

Ожидается, что в Аппалачском бассейне будет наблюдаться наибольший прирост: объем поставок увеличится примерно на 80 млрд куб. м/год в период с 2024 по 2030 год. Этот рост поддерживается вводом новых мощностей по выводу газа, таких как недавно завершенный проект Mountain Valley Pipeline (21 млрд куб. м/год), и несколькими проектами расширения системы трубопроводов Transco. Растущий спрос в восточной части США в сочетании с сокращением импорта трубопроводного газа из Канады дополнительно способствует расширению добычи в бассейне. Пермский бассейн (Permian) также остается ключевым драйвером роста добычи, в основном за счет попутного газа из нефтяных скважин. При прогнозных ценах на нефть, поддерживающих устойчивую активность в апстриме, ожидается, что добыча газа в бассейне Permian увеличится почти на 70 млрд куб. м/год в течение прогнозного периода. Ожидается, что несколько крупных проектов трубопроводов устранят узкие места, добавив мощности по выводу газа из бассейна Permian к побережью Мексиканского залива США, включая Apex (21 млрд куб. м/год), Blackcomb (26 млрд куб. м/год), Saguaro Connector (29 млрд куб. м/год) и Eiger Express (26 млрд куб. м/год).

Хейнсвилл (Haynesville), месторождение сухого газа с более высокой себестоимостью, но территориальной близостью и многочисленными трубопроводными соединениями с терминалами СПГ на побережье Мексиканского залива, также внесет значительный вклад, добавив почти 50 млрд куб. м/год к 2030 году. Этот рост обусловлен активным потреблением и увеличением экспорта СПГ, которые, как ожидается, удержат внутренние цены на газ на уровне, достаточном для поддержки расширения добычи в Хейнсвилле. Другие сланцевые формации в совокупности добавят более 25 млрд куб. м/год в течение прогнозного периода. Незначительные технологические улучшения, такие как одновременный гидроразрыв пласта, и увеличение соотношения нефти и газа в месторождениях попутного газа также поддержат уверенный рост добычи газа в США.

Если корректировки со стороны спроса и предложения на чувствительных к цене мировых рынках не материализуются из-за инфраструктурных ограничений, политических препятствий или рыночных искажений, добыча природного газа в США в нашем базовом сценарии может оказаться ниже по сравнению с высоким сценарием.

...к 2030 году. Этот рост обусловлен устойчивым потреблением и увеличением экспорта СПГ, которые, как ожидается, удержат внутренние цены на газ на уровне, достаточном для поддержки расширения добычи в Хейнсвилле. Другие сланцевые формации в совокупности добавят более 25 млрд куб. м/год в течение прогнозного периода. Незначительные технологические улучшения, такие как одновременный гидроразрыв пласта, и увеличение соотношения нефти и газа в месторождениях попутного газа также поддержат уверенный рост добычи газа в США. Если корректировки со стороны спроса и предложения на чувствительных к цене мировых рынках не материализуются из-за инфраструктурных ограничений, политических препятствий или рыночных искажений, добыча природного газа в США в нашем базовом сценарии может оказаться ниже по сравнению с высоким сценарием.

Анализ и прогнозы по газу до 2030 года | СТРАНИЦА 55

Добыча в США может вырасти на величину до 210 млрд куб. м при поддержке чувствительного к ценам спроса на СПГ

Добыча природного газа в Соединенных Штатах, 2024–2030 гг.

Анализ и прогнозы по газу до 2030 года | СТРАНИЦА 56

Ожидается, что добыча природного газа на Ближнем Востоке вырастет более чем на 20% к 2030 году

Добыча природного газа на Ближнем Востоке увеличилась на 20% (или почти на 125 млрд куб. м) в период с 2018 по 2024 год. Этот значительный рост в основном поддерживался проектами в сегменте апстрим в Иране, Израиле, Катаре и Саудовской Аравии. Рост добычи был обусловлен прежде всего растущим спросом на газ внутри региона, в то время как экспорт за пределы региона обеспечил лишь 13% от общего прироста добычи.

В данном прогнозе ожидается, что добыча газа на Ближнем Востоке вырастет более чем на 20% (или на 165 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год. Ожидается, что только на долю Катара придется почти 45% этого роста. В отличие от периода 2018–2024 годов, экспорт природного газа (как СПГ, так и трубопроводного) обеспечит около 40% общего роста добычи в прогнозном периоде, что во многом будет поддержано чувствительным к цене спросом на СПГ.

Катар: Ожидается, что значительный рост экспорта СПГ станет драйвером развития апстрим-сектора в среднесрочной перспективе

Добыча природного газа в Катаре выросла на 2% в период с 2018 по 2024 год, главным образом для удовлетворения растущего внутреннего спроса, в то время как экспорт СПГ и трубопроводные поставки газа в Оман и Объединенные Арабские Эмираты оставались в целом на стабильном уровне.

Прогнозируется, что добыча природного газа в Катаре увеличится почти на 45% (или почти на 75 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год, что будет обусловлено в первую очередь расширением экспорта СПГ, который, как ожидается, вырастет более чем на 55% (или более чем на 60 млрд куб. м/год) к 2030 году и укрепит позиции Катара как второго по величине экспортера СПГ в мире. Ожидается, что поставки природного газа по трубопроводной системе Dolphin в Оман и Объединенные Арабские Эмираты в прогнозный период останутся на стабильном уровне около 20 млрд куб. м/год. Внутренний спрос, включая природный газ, используемый для производства СПГ, по прогнозам, вырастет на 25% (или почти на 15 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год.

Этот мощный рост предложения будет почти полностью обеспечен проектами расширения на гигантском месторождении North Field (Северное). Программа бурения для проекта расширения North Field East началась в марте 2020 года и включает восемь устьевых платформ и 80 эксплуатационных скважин. Газ из этого источника будет поступать на четыре новые линии СПГ общей мощностью почти 45 млрд куб. м. Апстрим-часть проекта North Field South состоит из пяти платформ и 50 эксплуатационных скважин. Газ будет поставляться на две линии сжижения общей мощностью около 22 млрд куб. м.

Саудовская Аравия: Продолжающийся рост добычи поддержит растущую роль природного газа в электрогенерации

Добыча природного газа в Саудовской Аравии увеличилась более чем на 10% (или на 11 млрд куб. м) в период с 2018 по 2024 год. Этот рост во многом был обеспечен попутным природным газом и быстро расширяющимися мощностями страны по переработке газа, которые выросли с уровня всего 2 млрд куб. футов в сутки (20 млрд куб. м/год) в 2000 году до более чем 19,1 млрд куб. футов в сутки (195 млрд куб. м/год) к концу 2024 года. Дополнительные объемы газа в первую очередь идут на удовлетворение быстро растущего спроса на природный газ в промышленном секторе и электроэнергетике. Саудовская Аравия не располагает мощностями для экспорта СПГ или трубопроводного газа.

Анализ и прогнозы по газу до 2030 года | СТРАНИЦА 57

У Saudi Aramco амбициозная стратегия развития сектора природного газа. Компания стремится увеличить добычу газа к 2030 году более чем на 50% по сравнению с уровнями 2021 года. В данном прогнозе ожидается, что объем добычи природного газа в Саудовской Аравии увеличится почти на 40 млрд куб. м в период с 2024 по 2030 год. Этот значительный рост будет частично поддержан нетрадиционными газовыми месторождениями Джафура (Jafurah) и Южный Гавар (South Gawar). Ожидается, что добыча на Джафуре будет наращиваться и к 2030 году обеспечит поставку товарного газа в объеме около 2 млрд куб. футов в сутки (или 20 млрд куб. м/год). Южный Гавар начал работу в 2023 году, и ожидается, что добыча на месторождении вырастет с уровня около 3 млрд куб. м/год до 7,6 млрд куб. м/год в течение прогнозного периода. Ожидается, что прирост внутренней добычи газа станет стимулом для стратегии Саудовской Аравии по переходу с нефти на газ в электроэнергетике и поддержит расширение промышленной деятельности в стране. Прогнозируется, что спрос на газ для генерации электроэнергии вырастет более чем на 40% к 2030 году.

Рост спроса на природный газ в Иране замедлится

Добыча природного газа в Иране выросла на впечатляющие 30% (или почти на 70 млрд куб. м) в период с 2018 по 2024 год, закрепив за страной статус крупнейшего производителя газа на Ближнем Востоке. Этот уверенный рост был обусловлен главным образом продолжающимся освоением месторождения Южный Парс (South Pars) и поддерживал как переход с нефти на газ в электроэнергетике, так и расширение газоемких отраслей промышленности (включая производство удобрений и химикатов).

Вслед за этим значительным увеличением ожидается, что рост спроса на газ в Иране замедлится до среднегодового темпа всего в 1% в период с 2024 по 2030 год. Это приведет к увеличению менее чем на 15 млрд куб. м/год к 2030 году и будет в основном ориентировано на внутренний рынок страны. Рост будет поддерживаться преимущественно 11-й фазой Южного Парса, которая была введена в эксплуатацию в 2023 году, а добыча, как ожидается, вырастет до уровня более 18 млрд куб. м/год в течение прогнозного периода.

Роль Израиля как ключевого регионального поставщика трубопроводного газа в среднесрочной перспективе еще больше усилится

Израиль значительно расширил добычу природного газа за последнее десятилетие, став ключевым региональным поставщиком трубопроводного газа, в том числе в Египет и Иорданию. Объем добычи природного газа в стране вырос более чем в десять раз с 2009 года и достигнет примерно 27 млрд куб. м в 2024 году. Этот мощный рост был обеспечен в основном освоением морских газовых месторождений Тамар (2013 г.), Левиафан (2019 г.) и Кариш (2022 г.). В 2024 году Израиль экспортировал около 10 млрд куб. м природного газа в Египет по трубопроводу EMG и Арабскому газопроводу, и около 3 млрд куб. м в Иорданию.

Ожидается, что объем добычи природного газа в Израиле увеличится на 30% (или более чем на 8 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год, в первую очередь за счет расширения месторождений Тамар и Левиафан. Этот рост поддержит увеличивающийся экспорт трубопроводного газа из Израиля в Египет, в том числе через пайплайн Ницана (Nitzana) мощностью 6 млрд куб. м/год.

Анализ и прогнозы по газу до 2030 года | СТРАНИЦА 58

Катар станет основным драйвером роста поставок природного газа на Ближнем Востоке

Прогноз изменения добычи природного газа на ключевых рынках Ближнего Востока, 2030 г. по сравнению с 2024 г.

Анализ и прогнозы по газу до 2030 года | СТРАНИЦА 59

Сектор апстрим России сталкивается с трудностями при восстановлении до уровней 2021 года к 2030 году

Разрыв многолетних связей России с европейским рынком коренным образом изменил перспективы развития сектора апстрим в стране. Добыча природного газа в России резко упала на 20% в период с 2021 по 2023 год. Хотя в среднесрочной перспективе прогнозируется рост добычи газа в стране, ожидается, что в 2030 году она останется почти на 7% ниже уровней 2021 года.

Последние тенденции

Добыча природного газа в России выросла на 20% в период с 2015 по 2021 год, достигнув исторического максимума в 762 млрд куб. м. Этот значительный рост был в основном обусловлен увеличением экспорта (как по трубопроводам, так и в виде СПГ) и, в меньшей степени, расширением внутреннего спроса. Резкое сокращение экспорта трубопроводного газа из России в Европейский союз привело к резкому падению добычи природного газа, которая сократилась более чем на 15% (или 125 млрд куб. м) в период с 2021 по 2023 год до самого низкого уровня с 2015 года. Основной удар от этого падения пришелся на «Газпром», зафиксировавший снижение добычи природного газа на 30% (или более чем на 155 млрд куб. м) всего за два года. Гигантские гибкие месторождения «Газпрома», расположенные в Западной Сибири и на полуострове Ямал, обеспечили основную часть снижения добычи в 2022 и 2023 годах.

Добыча природного газа в России выросла на 7% (или на 45 млрд куб. м) в 2024 году. Росту способствовало увеличение экспорта как по трубопроводам, так и в форме СПГ. Экспорт трубопроводного газа из России в Китай по «Силе Сибири» увеличился почти на 40% в годовом исчислении (или на 8,4 млрд куб. м). Поставки трубопроводного газа в Европу выросли на 10% (или на 5 млрд куб. м) г/г. Кроме того, Россия увеличила экспорт трубопроводного газа в Узбекистан с 1,3 млрд куб. м в 2023 году до 5,6 млрд куб. м в 2024 году. Производство СПГ в России увеличилось почти на 6% (или на 2 млрд куб. м) г/г, при этом на долю Азии пришлось около половины всего российского экспорта СПГ. Поставки газа на внутренний рынок выросли на 5% (или чуть более чем на 25 млрд куб. м) в 2024 году, чему способствовала более холодная, чем обычно, зимняя погода, рост тепловой электрогенерации и увеличение потребления газа в промышленности.

Предварительные данные свидетельствуют...

...что добыча природного газа в России сократилась почти на 4% (или на 17 млрд куб. м) г/г за первые восемь месяцев 2025 года, что было обусловлено как снижением внутреннего спроса, так и сокращением экспорта газа. Поставки газа на внутренний рынок за первые восемь месяцев года упали, по оценкам, на 4% (или на 10 млрд куб. м) г/г. Снижение было в основном сосредоточено в первом квартале, когда не по сезону мягкие погодные условия привели к сокращению потребностей в отоплении помещений и снизили потребление природного газа в системах централизованного теплоснабжения. Экспорт российского трубопроводного газа в Европейский союз в первом–третьем кварталах 2025 года рухнул на 45% (или на 10 млрд куб. м) г/г на фоне прекращения транзитных потоков через Украину в начале года. Кроме того, экспорт СПГ из страны снизился на 11% (или на 3,5 млрд куб. м) г/г в первом–третьем кварталах 2025 года, отчасти из-за санкций, наложенных на среднетоннажные заводы «Портовая» и «Высоцк». Эти сокращения были лишь частично компенсированы ростом экспорта трубопроводного газа в Китай (рост примерно на 25% г/г), Турцию (рост на 23% г/г за первые семь месяцев 2025 года) и Узбекистан (рост примерно на 33% г/г).

Согласно данному прогнозу, добыча природного газа в России вырастет почти на 4% (или чуть более чем на 25 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год, что будет частично обусловлено усилением внутреннего спроса и продолжающимся наращиванием экспорта трубопроводного газа в Китай и Узбекистан. Хотя в среднесрочной перспективе прогнозируется рост добычи природного газа, ожидается, что к 2030 году она останется почти на 7% (или на 50 млрд куб. м) ниже уровня 2021 года.

Прогнозируется, что внутренний спрос на природный газ в России вырастет на 4% (или чуть более чем на 20 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год. Это отчасти поддерживается программой газификации, запущенной правительством страны и реализуемой «Газпромом». В рамках программы уровень газификации в России увеличится с примерно 75% в 2024 году до примерно 83% к 2030 году, а к газораспределительной сети будет вновь подключено более 1,6 млн домохозяйств. Кроме того, ожидается, что спрос на газ в промышленности вырастет почти на 10% в течение прогнозного периода. Этот рост в значительной степени обусловлен производством удобрений и газохимической продукции (включая метанол). Прогнозируется, что спрос в электроэнергетике будет расти в среднем на 0,5% в год в течение 2024–2030 годов, что поддерживается ростом спроса на электроэнергию.

Ожидается, что экспорт природного газа из России в среднесрочной перспективе вырастет лишь незначительно. Данный прогноз предполагает, что поставки российского СПГ в Европейский союз прекратятся 1 января 2027 года, в то время как поставки трубопроводного газа будут постепенно прекращены к 1 января 2028 года в соответствии с предложением Европейской комиссии. Это сократит поставки российского трубопроводного газа на 26 млрд куб. м по сравнению с 2024 годом. Примечательно, что эти объемы не могут быть перенаправлены на другие рынки и, следовательно, приведут к потерям для общего мирового предложения газа. Ожидается, что экспорт российского СПГ в Европейский союз (около 21 млрд куб. м в 2024 году) будет постепенно перенаправлен на другие рынки (прежде всего в Азию) в 2026 году. Потеря европейского экспортного рынка окажет давление на апстрим-проекты в Западной Сибири и на полуострове Ямал. Ожидается, что экспорт трубопроводного газа из России в Узбекистан увеличится с 5,6 млрд куб. м в 2024 году до примерно 11 млрд куб. м к 2030 году. Предполагается, что экспорт российского СПГ останется в целом на прежнем уровне в условиях международных санкций.

В Восточной Сибири Чаяндинское месторождение в 2024 году вышло на проектную мощность 25 млрд куб. м в год, что позволило нарастить поставки газа в Китай по пайплайну «Сила Сибири». Ковыктинское месторождение было официально введено в эксплуатацию в конце 2022 года. Проектная мощность месторождения составляет 27 млрд куб. м в год. Продолжающееся наращивание добычи на этих двух месторождениях позволит России увеличить экспорт трубопроводного газа в Китай до 38 млрд куб. м в год в 2025 году по «Силе Сибири» и примерно до 44 млрд куб. м в год к концу прогнозного периода. «Газпром» подписал 25-летний долгосрочный контракт с китайской CNPC на поставку 10 млрд куб. м трубопроводного газа в год по «дальневосточному маршруту», начало первых поставок запланировано на 2027 год. Ожидаемой ресурсной базой является Южно-Киринское месторождение, проектная мощность которого составляет 21 млрд куб. м в год.

Мировой спрос на газ до 2030 года: условия избыточного предложения поддержат дальнейший рост

После многих лет турбулентности и самого тяжелого энергетического кризиса со времен нефтяных шоков 1970-х годов, мировой рынок газа в период с 2024 по 2030 год перейдет от периода дефицита к периоду избыточного предложения. Ожидается, что этот переход к более сбалансированным рыночным условиям поддержит дальнейший рост мирового спроса на газ на протяжении всего прогнозного периода.

Одни только фундаментальные драйверы, включая существующие проекты, меры политики, прогнозы экономической активности и цены, соответствующие текущей форвардной кривой, могут обеспечить рост мирового спроса на газ на 9% (380 млрд куб. м) в период 2024–2030 годов в нашем базовом сценарии. Это эквивалентно среднегодовому темпу роста почти на 1,5%.

Однако этого роста спроса в базовом сценарии недостаточно для поглощения грядущей волны предложения СПГ, что приведет к дисбалансу на мировом рынке СПГ. В таких условиях спотовые цены на СПГ, вероятно, окажутся под давлением и могут упасть до уровня краткосрочных предельных издержек поставок СПГ из США, которые остаются значительно ниже текущих форвардных уровней цен. Низкие спотовые цены на СПГ, в свою очередь, могут стимулировать дополнительный ценозависимый спрос в регионах и секторах со значительным потенциалом замещения топлива или имеющих опыт реагирования на серьезные изменения цен. Основываясь на исторических данных о чувствительности и детальном анализе по секторам, такой ценозависимый спрос наиболее вероятно возникнет в электроэнергетике, промышленности, нефтепереработке и использовании СПГ на автомобильном транспорте.

Этот дополнительный ценозависимый спрос может привести к росту общего потребления газа более чем на 450 млрд куб. м в год в период 2024–2030 годов в оптимистичном сценарии, что соответствует среднегодовому темпу роста 1,7%.

Переход с угля на газ в электроэнергетике может добавить около 29 млрд куб. м в год к спросу на газ к 2030 году в дополнение к траектории спроса в базовом сценарии. Ожидается, что подавляющая часть этого прироста придется на Азию, при лишь скромном увеличении в Европе. Более двух третей реакции спроса в промышленном секторе (всего 26 млрд куб. м в год) к 2030 году также сосредоточено в Азии, а остальная часть потенциала роста распределена между Европой и остальным миром. Сектор нефтепереработки предлагает более скромный потенциальный рост — около 3,5 млрд куб. м в год, в основном в Азии и, в меньшей степени, в Европе. Дополнительное использование СПГ в большегрузном транспорте (оценивается в 7 млрд куб. м в год), как ожидается, будет происходить преимущественно в Китае, с меньшим вкладом Индии, что также потребует политической поддержки и новой инфраструктуры в дополнение к более низким ценам. Помимо ценозависимого спроса, прогнозируется, что эти дополнительные рычаги увеличат мировую торговлю СПГ примерно на 65 млрд куб. м в год к 2030 году по сравнению с базовым сценарием. По оценкам, это увеличит потребление газа еще на 7 млрд куб. м в год для операций по сжижению и регазификации СПГ внутри энергетического сектора.

Региональный и отраслевой прогноз до 2030 года: Азиатско-Тихоокеанский регион и промышленность остаются драйверами роста

Ожидается, что мировое потребление газа будет расти в среднем на 1,5% в год в период с 2024 по 2030 год в нашем базовом сценарии, увеличившись более чем на 380 млрд куб. м в год до примерно 4 630 млрд куб. м к 2030 году. В оптимистичном сценарии, учитывающем реакцию спроса, вызванную снижением цен на СПГ, среднегодовой темп роста может увеличиться до 1,7%, что соответствует росту более чем на 450 млрд куб. м в год до чуть более 4 700 млрд куб. м.

Ожидается, что Азиатско-Тихоокеанский регион станет...

Ожидается, что Азиатско-Тихоокеанский регион станет основным драйвером этого расширения, обеспечив около половины общего прироста как в базовом, так и в оптимистичном сценариях. Прогнозируется, что только на Китай придется половина чистого роста в Азии (и четверть общемирового прироста) в обоих случаях, поскольку период избыточного предложения, расширение импортной инфраструктуры и — в оптимистичном сценарии — низкие спотовые цены на СПГ помогут ускорить спрос на газ во второй половине десятилетия.

Остальная часть регионального роста распределена между развивающимися странами Азии, которые могут добавить от 55 до 66 млрд куб. м в год, Индией (от 27 до 35 млрд куб. м в год) и зрелыми рынками Японии, Кореи и Китайского Тайбэя, добавляющими от 10 до 17 млрд куб. м в год в базовом и оптимистичном сценариях соответственно. Ближний Восток, Евразия и Северная Америка также демонстрируют значительный рост, обеспечивая 28%, 9% и 16% мирового прироста в базовом сценарии (и 24%, 8% и 13% в оптимистичном сценарии) соответственно, при этом рост собственной добычи поддерживает спрос в каждом регионе.

Напротив, в Африке, а также в Центральной и Южной Америке ожидается более скромный прирост, который в обоих сценариях в значительной степени компенсируется снижением спроса на газ в Европе.

С отраслевой точки зрения, на промышленность и энергетический сектор (который включает нефтепереработку и апстрим-операции) в совокупности приходится около 45% прироста потребления газа в период с 2024 по 2030 год в обеих траекториях спроса.

Электроэнергетика является вторым по значимости фактором роста мирового спроса в прогнозный период, отвечая примерно за 35% чистого прироста в обоих сценариях. На долю Азиатско-Тихоокеанского региона приходится до двух третей этого роста, при этом только Китай обеспечивает 25% мирового прироста использования газа в электроэнергетике в оптимистичном сценарии. В базовом сценарии доли Азии и Китая близки к 50% и 20% соответственно. Ближний Восток также играет значительную роль, добавляя более 50 млрд куб. м спроса в период с 2024 по 2030 год, главным образом за счет крупномасштабных инициатив по переходу с нефти на газ под руководством Саудовской Аравии.

В жилищно-коммунальном и коммерческом секторах наблюдается более сбалансированный рост, при этом Азия, Евразия и Ближний Восток вносят значительный вклад. Общий прирост сектора к 2030 году достигнет почти 50 млрд куб. м в год в обоих сценариях.

Спрос в транспортном секторе вырастет на 34–41 млрд куб. м в год в базовом и оптимистичном сценариях до 2030 года, при этом почти две трети этого прироста придется только на дорожный транспорт в Китае.

Новые рубежи мирового спроса до 2030 года: грузовики, суда, городское газоснабжение и центры обработки данных

Четыре отчетливых драйвера мирового спроса на газ и СПГ выделяются своим индивидуальным влиянием: грузовики на СПГ в Китае, городское газораспределение в Индии, спрос на электроэнергию со стороны центров обработки данных в Соединенных Штатах и использование СПГ в каботажном и международном судоходстве. Прогнозируется, что в совокупности эти четыре сегмента добавят более 70 млрд куб. м к ежегодному мировому потреблению природного газа — что примерно эквивалентно общему потреблению газа в Индии в 2024 году или около шестой части прогнозируемого роста мирового спроса в период с 2024 по 2030 год.

Средне- и крупнотоннажные автомобили на СПГ сформировали уникальную экосистему в Китае за последнее десятилетие, поддерживаемую развитой внутренней инфраструктурой сжижения, налива и распределения, устоявшимися рынками с конкурентоспособными ценами и большим количеством местных производителей грузовиков и автобусов, предлагающих модели на СПГ. К 2024 году парк грузовиков и автобусов на СПГ в Китае приблизился к 1 млн единиц, потребляя, по оценкам, 25 млрд куб. м природного газа. К 2030 году спрос в этом сегменте может вырасти почти до 48 млрд куб. м в базовом сценарии. Однако более низкие внутренние цены на СПГ по сравнению с дизельным топливом исторически способствовали росту продаж грузовиков на СПГ, и дальнейшее снижение спотовых цен на СПГ к концу прогнозного периода может стимулировать дополнительные 5 млрд куб. м спроса, доведя общее потребление сектора почти до 53 млрд куб. м в год в оптимистичном сценарии, что более чем в два раза превышает уровень 2024 года.

Инфраструктура городского газоснабжения Индии, которая обслуживает жилых и коммерческих потребителей, малую промышленность, а также заправочные станции КПГ и СПГ, претерпевает самое масштабное расширение подобного рода в мире, подталкиваемое поддерживающей государственной политикой и инвестициями частного сектора. Правительственные цели предусматривают 120 млн подключений к газопроводам и 17 500 станций сжатого природного газа (КПГ) к 2030 году, что представляет собой десятикратное и трехкратное увеличение по сравнению с уровнем 2024 года соответственно. Хотя эти цели весьма амбициозны, даже частичное их достижение может привести к значительному росту спроса на газ. По нашим оценкам, только сектор городского газоснабжения Индии может добавить около 8 млрд куб. м в год к мировому спросу на газ в период с 2024 по 2030 год.

Соединенные Штаты уже являются крупнейшим в мире потребителем электроэнергии для центров обработки данных, и спрос на электроэнергию в этом сегменте, как ожидается, вырастет примерно на 250 ТВтч в период с 2024 по 2030 год. Учитывая, что чуть более 40% электроэнергии для дата-центров в настоящее время вырабатывается из природного газа, этот рост может трансформироваться в почти 20 млрд куб. м дополнительного ежегодного спроса на газ к 2030 году.

Ожидается, что использование СПГ в секторе морского транспорта увеличится на 70% и достигнет почти 44 млрд куб. м в год к 2030 году. Международное морское судоходство, которое включает как газовозы СПГ, так и коммерческие суда, работающие на СПГ, обеспечивает большую часть прироста, добавляя, по оценкам, 15 млрд куб. м в год в период с 2024 по 2030 год. Рост обусловлен расширением флота, развитием инфраструктуры бункеровки СПГ, правилами ИМО и благоприятной экономикой по сравнению с другими видами альтернативного топлива. Еще 3 млрд куб. м в год прироста может обеспечить внутреннее судоходство на СПГ, включая баржи для внутренних водных путей, паромы и суда обеспечения морских платформ.

Ожидается, что на долю Азии придется половина роста мирового спроса на газ до 2030 года

После кратковременного периода спада ожидается, что Азиатско-Тихоокеанский регион вернет себе роль доминирующего драйвера мирового спроса на газ в период до 2030 года. Ожидается, что потребление природного газа в Азиатско-Тихоокеанском регионе вырастет примерно на 20% (или 190 млрд куб. м в год) в период с 2024 по 2030 год в базовом сценарии. С учетом реакции спроса на снижение цен на СПГ в оптимистичном сценарии, спрос в регионе может вырасти на 25% (или почти на 245 млрд куб. м в год). При такой более высокой траектории Китай (рост на 125 млрд куб. м в год), развивающиеся страны Азии (рост на 66 млрд куб. м в год) и Индия (рост на 35 млрд куб. м в год) являются тремя основными столпами роста азиатского спроса, в то время как в остальной части региона наблюдается более скромный рост, возглавляемый Кореей, Китайским Тайбэем и Японией.

Спрос на газ в Китае может вырасти на 30% к 2030 году

Китай намерен сохранить свою роль крупнейшего драйвера роста мирового спроса на газ в нашем прогнозном периоде. В нашем базовом сценарии общее потребление страны вырастет почти на 100 млрд куб. м в год (или на 22%) в период с 2024 по 2030 год. В оптимистичном сценарии — с учетом чувствительного к ценам спроса — использование газа в Китае может увеличиться на целых 125 млрд куб. м (29%), обеспечив около четверти прироста мирового спроса на газ до 2030 года. Ожидается, что промышленная активность, электроэнергетика и транспорт станут драйверами этого роста. Однако продолжающаяся электрификация и внедрение ВИЭ, как ожидается, замедлят общее потребление газа, среднегодовой темп роста которого до 2030 года прогнозируется на уровне 4,3%, что значительно ниже среднего показателя более 7%, наблюдавшегося в период 2019–2024 годов.

Промышленный сектор — крупнейший сектор-потребитель газа в Китае — также останется крупнейшим вкладом страны в рост спроса в среднесрочной перспективе. Однако растущая конкуренция со стороны электрификации промышленных процессов и более осторожный политический подход к переходу с угля на газ призваны снизить роль промышленности до одной трети от общего прироста спроса по сравнению с более чем половиной в период 2019–2024 годов.

Ожидается, что использование газа в электроэнергетике станет вторым по величине драйвером спроса в прогнозном периоде, несмотря на конкуренцию как со стороны ВИЭ, так и со стороны...

...ниже общих темпов потребления газа, который, по прогнозам, будет расти со среднегодовым темпом роста (CAGR) 4,3% до 2030 года, что значительно ниже среднего показателя более 7%, наблюдавшегося в период 2019–2024 годов. Промышленный сектор — крупнейший сектор-потребитель газа в Китае — также останется крупнейшим вкладом страны в рост спроса в среднесрочной перспективе. Однако растущая конкуренция со стороны электрификации промышленных процессов и более осторожный политический подход к переходу с угля на газ призваны снизить роль промышленности до одной трети от общего прироста спроса по сравнению с более чем половиной в период 2019–2024 годов. Ожидается, что использование газа в электроэнергетике станет вторым по величине драйвером спроса в прогнозном периоде, несмотря на конкуренцию как со стороны ВИЭ, так и со стороны угля. Ожидается, что Китай продолжит вводить значительные мощности возобновляемой энергетики в ближайшие годы, что приведет к почти двукратному увеличению выработки электроэнергии на основе ВИЭ к 2030 году. Тем не менее, сильный (хотя и замедляющийся) рост спроса на электроэнергию обеспечит достаточное пространство для роста газовой генерации. Несмотря на то, что уголь остается дешевым источником топлива для сектора, различная динамика региональных рынков и политическая поддержка будут способствовать увеличению использования газа в качестве более чистого и маневренного топлива. Ожидается также, что транспортный сектор выиграет от смягчения динамики мирового рынка газа, что поможет СПГ активнее проникать в сегмент большегрузных перевозок. Рост спроса в жилом и коммерческом секторах, связанный с продолжающимся расширением инфраструктуры распределения газа, как ожидается, замедлится.

Хотя общие темпы роста спроса на газ в Китае останутся значительно ниже показателей последних десяти лет, расширение мирового предложения СПГ сделает природный газ более доступным вариантом для китайских покупателей, стимулируя рост спроса в периоды ослабления конъюнктуры мирового газового рынка.

Ожидается, что внутренняя добыча газа увеличится почти на 25%, превысив 300 млрд куб. м к 2030 году, поскольку как традиционные, так и нетрадиционные источники продолжают выступать в качестве рычага обеспечения энергетической безопасности страны. Ожидается, что увеличение импорта по трубопроводам из России по существующему газопроводу «Сила Сибири» и ожидаемому дальневосточному маршруту материализуется в конце прогнозного периода, но эти поставки останутся наименьшим вкладом в прирост предложения. Ожидается, что СПГ восполнит дефицит предложения: импорт вырастет до более чем 130 млрд куб. м в базовом сценарии и почти до 160 млрд куб. м в оптимистичном сценарии к 2030 году.

Япония и Корея

Спрос на природный газ в Японии постепенно снижался в течение последнего десятилетия. Основными драйверами этого снижения стали перезапуск атомных электростанций и растущее внедрение возобновляемых источников энергии, что способствовало сокращению спроса на газовую генерацию. Ожидается, что в среднесрочной перспективе эта тенденция к снижению замедлится или даже изменится на противоположную. Прогнозируется, что общий спрос на газ в 2030 году будет всего на 1% ниже уровня 2024 года в рамках нашего базового сценария. Дополнительный спрос в ответ на низкие спотовые цены на СПГ в оптимистичном сценарии может поднять общее потребление газа в Японии примерно до 2% выше уровня 2024 года, достигнув почти 94 млрд куб. м к 2030 году. Этот разворот исторического снижения обусловлен более высокими ожидаемыми темпами роста спроса на электроэнергию, вызванными, в частности, центрами обработки данных, а также более масштабным переходом с угля на газ и некоторыми задержками в перезапуске АЭС в течение прогнозного периода.

Прогнозируется, что спрос на природный газ в Южной Корее увеличится на 13% (8 млрд куб. м в год) в период с 2024 по 2030 год в базовом сценарии. Дополнительный спрос в ответ на более низкие спотовые цены на СПГ в оптимистичном сценарии может поднять этот рост до 16% (10 млрд куб. м в год) за прогнозный период. Рост использования газа обусловлен растущим спросом на электроэнергию, который удовлетворяется за счет газовой генерации. Согласно 11-му Основному плану долгосрочного спроса и предложения электроэнергии, опубликованному в феврале 2025 года, ожидается, что спрос на электроэнергию в Южной Корее будет стабильно расти вплоть до 2030-х годов. Хотя в 2026 году планируется начать эксплуатацию двух новых ядерных реакторов («Шин Ханул» 3 и 4), страна также планирует постепенно сокращать угольную генерацию, что еще больше усилит зависимость от природного газа в электроэнергетике. В результате спрос на природный газ для производства электроэнергии в Южной Корее может вырасти на 23% к 2030 году в нашем оптимистичном сценарии, что составит около 80% от общего прироста спроса на газ в течение прогнозного периода.

Примечание: Разбивка спроса по секторам и детальная структура предложения для 2030 года соответствуют оптимистичному сценарию.

Индия: спрос на газ переходит на более высокую передачу до 2030 года

Рынок природного газа Индии претерпел значительную трансформацию за последние пять лет. В период с 2019 по 2024 год спрос восстановился после длительного периода стагнации, причем рост превышал 10% ежегодно как в 2023, так и в 2024 году. Это восстановление было вызвано быстрым расширением инфраструктуры городского газоснабжения: количество станций КПГ увеличилось в четыре раза, а число подключений жилых домов более чем удвоилось в период с 2019 по 2024 год, а также временным оживлением внутренней добычи. Промышленный спрос также укрепился, особенно в черной металлургии, в то время как использование газа в нефтепереработке увеличилось по мере подключения новых объектов к сети.

В 2025 году ожидается временное замедление роста спроса на газ с прогнозируемым снижением на 3%. Этот краткосрочный спад обусловлен двумя факторами. Во-первых, более умеренные летние температуры снизили потребность в газовой электрогенерации, что резко контрастирует с исключительно жарким летом 2024 года. Во-вторых, более высокие спотовые цены на СПГ стимулировали переход на другие виды топлива в промышленном и нефтеперерабатывающем секторах, где чувствительность к ценам остается высокой. Эти события подчеркивают зависимость спроса на газ в Индии как от погодных условий, так и от колебаний мирового рынка.

Прогнозируется, что потребление природного газа в Индии вырастет почти на 40% по сравнению с уровнем 2024 года в базовом сценарии, достигнув 99 млрд куб. м к 2030 году. При дополнительном спросе, вызванном низкими спотовыми ценами на СПГ в оптимистичном сценарии, общее потребление газа может вырасти примерно до 107 млрд куб. м к концу десятилетия, что почти на 50% больше по сравнению с 2024 годом. Рост по этой более высокой траектории возглавляет промышленный сектор, который, согласно прогнозам, вырастет более чем на 35% (15 млрд куб. м в год) в период с 2024 по 2030 год. Это расширение обусловлено ростом промышленной активности и чувствительным к цене спросом, особенно в малом бизнесе и обрабатывающей промышленности, а также операционной эффективностью и экологическими соображениями, поскольку предприятия стремятся сократить свои выбросы, находя альтернативы углю и мазуту. Напротив, рост в нефтехимии и производстве удобрений, как ожидается, останется ограниченным, поскольку не предвидится крупных новых вводов мощностей на базе газа. Транспортный сектор может добавить до 9 млрд куб. м в год к приросту потребления газа на прогнозном горизонте, чему будет способствовать продолжающееся развертывание инфраструктуры КПГ, растущая конкурентоспособность газа по сравнению с жидким топливом и дополнительный спрос со стороны грузовиков на СПГ, стимулируемый более низкими ценами на СПГ. Ожидается также восстановление использования газа в электроэнергетике, что принесет дополнительно до 9 млрд куб. м в год к 2030 году. Это отражает оживление крупномасштабной газовой генерации и растущее использование собственных электростанций (captive power) на коммерческих и промышленных предприятиях. Прогнозируется, что энергетический сектор, во главе с нефтепереработкой, добавит менее 3 млрд куб. м, чему будут способствовать улучшение сетевых подключений и использование газа на новых и модернизированных объектах.

Между тем, прогнозируется, что внутренняя добыча газа вырастет в краткосрочной перспективе, но к 2030 году упадет до уровня 2024 года в 35 млрд куб. м в год под давлением низких цен, покрывая лишь около трети общего спроса в конце десятилетия. Остальная часть будет обеспечена за счет импорта СПГ, который может удвоиться почти до 72 млрд куб. м в год в оптимистичном сценарии. Из этого объема около 8 млрд куб. м может быть обусловлено низкими спотовыми ценами на СПГ.

Развивающаяся Азия может снова стать значительным драйвером роста мирового спроса на СПГ

Экономики развивающихся стран Азии представляют собой третий крупный драйвер роста потребления газа в Азии, где сочетание сильного экономического роста, растущего спроса на энергию, снижения внутренней добычи газа и более низких спотовых цен на СПГ может привести к значительному увеличению импорта СПГ. Однако в настоящее время регион обладает лишь примерно тремя четвертями мощностей по регазификации, необходимых для обеспечения прогнозируемого импорта, что означает, что развивающейся Азии...

способность играть ведущую роль в поглощении избытка СПГ на мировом рынке до 2030 года и далее зависит от развития дополнительной инфраструктуры.

Согласно базовому сценарию, совокупное потребление природного газа в регионе вырастет более чем на 20% (55 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год, что соответствует среднегодовому темпу роста в 3,4%. Низкие спотовые цены на СПГ к концу прогнозного периода могут высвободить дополнительные 10 млрд куб. м спроса в регионе в рамках оптимистичного сценария (сценария высокого спроса), что эквивалентно ежегодному росту чуть более чем на 4%. Это означает резкое ускорение по сравнению с предыдущими пятью годами, когда средний рост составлял значительно менее 1%, так как пандемия Covid-19, за которой последовал период высоких цен на СПГ, сдерживала спрос.

В соответствии с траекторией спроса, скорректированной с учетом цен в оптимистичном сценарии, на Индонезию приходится наибольшая доля роста спроса в период с 2024 по 2030 год (одна треть от общего объема), за ней следуют Малайзия (22%), Вьетнам (12%) и Бангладеш (12%). В отраслевом разрезе ожидается, что основным драйвером станет электроэнергетика, на долю которой придется около 60% прироста спроса в регионе как в базовом, так и в оптимистичном сценариях. Большая часть оставшихся 40% роста в обоих случаях приходится на промышленный сектор.

Прогнозируется, что внутренняя добыча в развивающейся Азии сократится примерно на 6% (14 млрд куб. м в год) в период с 2024 по 2030 год, причем наиболее резкое падение будет сосредоточено в Бангладеш, Пакистане, Мьянме и Таиланде. Это лишь частично компенсируется умеренным ростом в Индонезии, где ожидается наращивание добычи на месторождении Geng North и ряде более мелких проектов по разработке ближе к концу прогнозного периода. И без того скромная внутрирегиональная торговля трубопроводным газом продолжит сокращаться: импорт Сингапура из Малайзии и Индонезии упадет с примерно 6 млрд куб. м в год в 2024 году до всего 1 млрд куб. м в год к 2030 году.

В результате растущего спроса, снижения внутренней добычи и сокращения торговли трубопроводным газом прогнозируется резкий рост импорта СПГ в регион: с примерно 55 млрд куб. м в год в 2024 году до почти 125 млрд куб. м в год в базовом сценарии и более 130 млрд куб. м в год в оптимистичном сценарии к 2030 году. Этот сдвиг превратит регион из скромного нетто-экспортера в значительного нетто-импортера СПГ к концу десятилетия. Однако совокупные мощности региона по импорту СПГ на конец 2024 года составляли лишь около 105 млрд куб. м в год. Это указывает на то, что для раскрытия полного потенциала спроса, чувствительного к ценам, в течение следующих пяти лет потребуются дополнительные инвестиции в терминалы по импорту СПГ, а также в газовую и энергетическую инфраструктуру в секторе даунстрим.

Развивающаяся Азия превращается из нетто-экспортера СПГ в значительного нетто-импортера к 2030 году

Спрос на природный газ в Северной Америке замедляется, но ключевые драйверы дополнительного спроса сохраняются

Согласно нашему прогнозу, рост спроса на газ в Северной Америке замедлится во всех секторах, так как повышение эффективности конечного использования и продолжающееся внедрение ВИЭ влияют на траекторию спроса одного из крупнейших и наиболее зрелых газовых рынков мира. Тем не менее, ключевые драйверы роста сохраняются, что приведет к увеличению спроса к 2030 году более чем на 5% (60 млрд куб. м в год) по сравнению с уровнем 2024 года как в базовом, так и в оптимистичном сценариях.

Электроэнергетика

Потребление газа в электроэнергетике — крупнейшем газопотребляющем секторе Северной Америки и основном источнике генерации электроэнергии — останется главным драйвером со стороны спроса, обеспечивая более 45% роста спроса на природный газ на континенте в ближайшие годы. Однако это меньше, чем почти 80% от общего прироста спроса на газ за последнее десятилетие — период, когда появление избытка относительно дешевого газа в результате сланцевого бума в США привело к быстрому росту использования газа и резкому экономически обусловленному сокращению угольной генерации.

В ближайшие годы генерация на базе ВИЭ заменит газ в качестве основного источника роста производства электроэнергии за счет продолжающегося ввода мощностей ветровой и солнечной энергетики, несмотря на то, что отмена Закона о снижении инфляции (IRA) сдерживает внедрение и реализацию проектов в Соединенных Штатах. В целом ожидается, что это снизит относительную роль ископаемого топлива в энергобалансе. Тем не менее, сильный рост спроса на электроэнергию и продолжающееся вытеснение угольных станций из графика нагрузки по стоимостным критериям означают, что у спроса на газ в электроэнергетике все еще есть пространство для роста до 2030 года, хотя и темпами, составляющими лишь четверть от показателей периода 2019–2024 годов.

Собственные нужды энергетического сектора

Потребление природного газа на собственные нужды энергетического сектора будет играть все более важную роль в динамике спроса в Северной Америке, обеспечивая около 25% прироста спроса до 2030 года по сравнению с примерно 17% в предыдущем десятилетии.

Рост спроса в этом секторе ускорился почти десять лет назад под комбинированным воздействием расширения добычи нефти и газа и запуска первых экспортных проектов СПГ в США на побережье Мексиканского залива. В перспективе до 2030 года ожидается, что дальнейший рост в секторе будет обусловлен прежде всего работой заводов по сжижению газа, так как в Канаде, Мексике и США запускается целый ряд новых экспортных СПГ-проектов. Рост активности в апстрим-сегменте (добыче) нефти и газа, хотя и является ключевым фактором поддержания общего внутреннего спроса и продолжения экспорта ископаемого топлива из Северной Америки, обеспечит меньшую долю прироста спроса на газ, чем в недавнем прошлом. Тем не менее, ожидается, что в 2030 году на этот подсектор будет приходиться более половины общего объема потребления природного газа на собственные нужды энергетики.

Промышленность

Промышленное потребление природного газа в Северной Америке резко сократилось в 2020 году в результате замедления экономической активности, связанного с пандемией Covid-19. Хотя с тех пор спрос начал восстанавливаться, к 2024 году он оставался почти на 2% ниже допандемийного пика, в частности из-за того, что Мексика столкнулась с трудностями в преодолении структурных проблем, возникших еще до пандемии.

В десятилетие перед пандемией промышленный спрос на природный газ в Северной Америке рос в среднем на 2,5% в год, во главе с активным развитием в США. Мы ожидаем, что в период с 2024 по 2030 год промышленный спрос продолжит расти (снова под лидерством США), хотя и со среднегодовым темпом менее 1%. Это означает, что на долю сектора придется чуть более одной пятой части прироста спроса до конца десятилетия. К концу прогнозного периода промышленность останется третьим по величине сектором спроса на континенте, приближаясь к уровням потребления в жилом и коммерческом секторах.

Жилой и коммерческий секторы

В 2010-х годах спрос на природный газ в жилом и коммерческом секторах демонстрировал скромный рост, оставаясь в целом стабильным, после чего в начале 2020-х годов он несколько снизился как в США, так и в Канаде, в то время как в Мексике на него приходились лишь небольшие объемы. В предстоящий период ожидается, что продолжающееся повышение энергоэффективности зданий и котельных систем, а также прогресс в электрификации отопления помещений и водонагрева приведут к снижению траектории спроса в течение прогнозного периода. Тем не менее, потребление газа в зданиях к концу десятилетия будет примерно на 2% выше уровня 2024 года, в частности благодаря устойчивому росту в коммерческом сегменте.

Общие тенденции спроса

Несмотря на ожидания заметного замедления общего спроса на природный газ в Северной Америке во второй половине десятилетия, базовые драйверы роста сохраняются. Относительно стабильный экономический прогноз указывает на рост спроса как на газ, так и на электроэнергию, обусловленный деловой активностью, при этом на последнюю придется наибольшая доля потенциала роста спроса до 2030 года. Однако, поскольку столь значительная часть роста спроса на газ зависит от электрогенерации, прогноз остается зависимым от нескольких переменных, отчасти внешних по отношению к фундаментальным факторам строго газового рынка. Траектория спроса на электроэнергию будет зависеть от растущих сегментов потребления, в частности связанных с центрами обработки данных и приложениями ИИ. Со стороны предложения критически важной переменной также будет темп ввода мощностей ВИЭ.

В целом ожидается, что спрос на природный газ в Северной Америке будет расти менее чем на 1% в год, достигнув более 1220 млрд куб. м к 2030 году по сравнению со средним темпом роста чуть более 2% в год в предыдущем десятилетии.

Электрогенерация продолжает стимулировать спрос на газ в Северной Америке, несмотря на рост ВИЭ

...траектория спроса на электроэнергию будет зависеть от растущих сегментов потребления, в частности, связанных с центрами обработки данных и приложениями ИИ. Со стороны предложения критически важной переменной также будет темп ввода мощностей ВИЭ. В целом ожидается, что спрос на природный газ в Северной Америке будет расти менее чем на 1% в год, достигнув более 1220 млрд куб. м к 2030 году по сравнению со средним темпом роста чуть более 2% в год в предыдущем десятилетии.

Спрос на газ в Европе: сохранение тенденции к снижению

Шок предложения газа, спровоцированный Россией в 2022 году, усилил структурные драйверы, ускоряющие сокращение спроса на газ в Европе в среднесрочной перспективе. Спрос на природный газ в ОЭСР Европа сократился почти на 20% (или более чем на 100 млрд куб. м) в период с 2021 по 2023 год из-за сочетания факторов: снижения использования газа в зданиях, промышленности и электроэнергетике. Потребление природного газа выросло менее чем на 1% в 2024 году, что отчасти было поддержано более высоким спросом в промышленности. Предварительные данные указывают на то, что спрос на газ в Европе вырос почти на 5% в первом-третьем кварталах 2025 года, в основном за счет укрепления спроса в электроэнергетике на фоне более низкой выработки ГЭС и ВЭС.

Ожидается, что спрос на природный газ в ОЭСР Европа сократится на 10% (или почти на 45 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год в базовом сценарии и к 2030 году окажется на 26% ниже уровня 2021 года. При рассмотрении реакции спроса на более низкие цены СПГ в высоком сценарии, снижение спроса в регионе замедлится до 8% (или почти 35 млрд куб. м) в период 2024–2030 годов и останется почти на 25% ниже уровня 2021 года к 2030 году. При такой траектории спроса ожидается, что только на электроэнергетику придется около 85% чистого снижения на фоне продолжающегося расширения использования ВИЭ. Тем не менее, гибкость, обеспечиваемая природным газом, останется критически важной для обеспечения безопасности электроснабжения в среднесрочной перспективе. В жилом и коммерческом секторах повышение энергоэффективности наряду с внедрением тепловых насосов должно привести к сокращению использования газа в течение прогнозного периода. В промышленности ожидается, что среда более низких цен на газ поддержит постепенное восстановление, хотя прогнозируется, что использование газа в этом секторе останется на 10% ниже уровня 2021 года.

Прогнозируется, что снижение спроса на газ в Европе будет в основном обусловлено рынками Северо-Западной Европы. Напротив, ожидается незначительное увеличение использования газа на рынках Восточной Европы на фоне поэтапного отказа от угольных и лигнитовых электростанций.

Жилой и коммерческий сектор

Спрос на газ в жилом и коммерческом секторах сократился почти на 20% (или на 40 млрд куб. м) в период с 2021 по 2023 год. Основным драйвером этого снижения стали факторы, не связанные с погодными условиями. Меры по экономии газа, принятые в общественных зданиях, замена топлива в домохозяйствах (где была такая возможность), установка тепловых насосов, повышение эффективности и изменения в поведении потребителей — все это сыграло решающую роль в снижении спроса в распределительных сетях. Спрос на газ в жилом и коммерческом секторах оставался в целом стабильным в 2024 году и вырос на 4% в годовом исчислении за первые девять месяцев 2025 года на фоне более холодной погоды в первом квартале.

Наш анализ показывает, что интенсивность отопления (использование газа на градусо-день отопительного периода) в жилом и коммерческом секторах снизилась на 15% в период с 2020 по 2023 год и с тех пор остается значительно ниже докризисного уровня. Это указывает на то, что меры по экономии газа, внедренные со времен газового кризиса 2022/23 года, наряду с электрификацией отопления помещений, снижают температурную чувствительность прямого использования природного газа в зданиях.

Ожидается, что спрос на природный газ в жилом и коммерческом секторах будет снижаться со скоростью 1% в год в период с 2024 по 2030 год как в базовом, так и в высоком сценарии. В Европейском союзе инициатива «Волна реновации» (Renovation Wave) призвана улучшить стандарты энергоэффективности жилого фонда, в то время как электрификация тепла через развертывание тепловых насосов, как ожидается, будет способствовать дальнейшему умеренному снижению использования природного газа в жилом и коммерческом секторах. Учитывая температурную чувствительность этих секторов, могут возникать значительные колебания спроса в зависимости от погодных условий, что может изменить текущий прогноз.

Спрос на газ для производства электроэнергии упал более чем на 15% (или более чем на 25 млрд куб. м) в течение 2021–2023 годов, причем снижение в основном пришлось на 2023 год. Тенденция к снижению продолжилась в 2024 году, когда сжигание газа в электроэнергетике сократилось еще на 10%. Напротив, использование газа в электроэнергетике выросло на 15% в первом-третьем кварталах 2025 года, что было обусловлено более низкой выработкой ГЭС и ВЭС, а также ростом потребления электроэнергии.

Ожидается, что спрос на газ в электроэнергетике сократится примерно на 25% (или более чем на 30 млрд куб. м) в период с 2024 по 2030 год, даже с учетом эффекта более низких цен на СПГ. Это в значительной степени обусловлено быстрым расширением производства электроэнергии из ВИЭ, которое, по прогнозам, вырастет более чем на 40% к 2030 году. Снижение спроса на газ в электроэнергетике сглаживается постепенным выводом из эксплуатации угольных электростанций. Мощности угольной электрогенерации сократятся более чем на 50% в период с 2024 по 2030 год. К 2030 году угольная генерация практически исчезнет в Северной и Юго-Западной Европе (за исключением Германии). Это, в свою очередь, усиливает роль газовых электростанций в обеспечении гибкого энергоснабжения и безопасности электроэнергетической системы, в которой во все большей степени доминируют переменные ВИЭ.

Промышленность и энергетический сектор

Спрос на природный газ в промышленности и энергетическом секторе упал примерно на 20% (или на 35 млрд куб. м) в период с 2021 по 2022 год, когда рекордно высокие цены на газ стимулировали переключение на другие виды топлива и привели к сокращению объемов производства в наиболее газо- и энергоемких отраслях. Промышленное потребление газа оставалось в целом стабильным в 2023 году и выросло примерно на 9% в 2024 году на фоне снижения ценовых уровней. Предварительные данные свидетельствуют о том, что использование газа в промышленности и энергетическом секторе сократилось на 2% в годовом исчислении в первом-третьем кварталах 2025 года.

В базовом сценарии использование газа в промышленности и энергетике сократится на 3% в 2024–2030 годах. При рассмотрении реакции спроса на более низкие цены СПГ ожидается незначительный рост использования природного газа в промышленности и энергетическом секторе в 2024–2030 годах на фоне улучшения макроэкономической ситуации, повышения доступности предложения и снижения уровней цен. Несмотря на это постепенное восстановление, прогнозируется, что использование газа для этих видов деятельности к 2030 году останется на 10% ниже уровня 2021 года. Это означает, что около половины спроса на газ в промышленности, утраченного в 2022–2023 годах, не восстановится из-за сочетания окончательного закрытия заводов и повышения энергоэффективности. Перенос европейских производств в другие регионы — со структурно более низкой стоимостью поставок газа — остается основным понижательным риском для промышленного спроса на газ в Европе.

Рост ВИЭ продолжит сокращать спрос на природный газ в Европе

Обновление данных по контрактованию СПГ и гибкости поставок

Обзор тенденций в контрактовании СПГ

В данном разделе представлен обзор последних тенденций в контрактовании СПГ, анализируется доступность поставок СПГ и эволюция гибкости пунктов назначения в контрактах на СПГ. Анализ основан на контрактных позициях экспортеров и импортеров, а также на их фактических объемах торговли с использованием внутренней базы данных контрактов на СПГ МЭА. Если не указано иное, учитываются только твердые контракты на поставку. К ним относятся соглашения о купле-продаже СПГ (SPA), права на долю в добыче и толлинговые соглашения, связанные с проектами по поставке СПГ, которые либо уже функционируют, либо находятся на стадии строительства, либо по которым принято окончательное инвестиционное решение (ОИР).

С момента публикации первого обзора Global Gas Security Review в 2016 году рынок СПГ стал более глубоким и ликвидным. Общий объем торгов увеличился на 60% в период с 2016 по 2024 год, при этом как покупатели, так и продавцы демонстрируют большее разнообразие в своих коммерческих предпочтениях и требованиях к гибкости. Доля контрактов без фиксированного пункта назначения выросла с 29% в 2016 году до 45% в 2024 году, в основном за счет расширения поставок американского СПГ. Соглашения с фиксированным пунктом назначения вновь обрели популярность и составили более 60% объемов, законтрактованных с 2024 года. Однако к 2030 году срок действия многих существующих контрактов с фиксированным пунктом назначения истечет, в результате чего доля гибких в плане назначения контрактов снова вырастет до 52%.

Условия ценообразования становятся более разнообразными: доля экспортных контрактов на СПГ с привязкой к цене нефти снизилась с более чем 70% в 2016 году до 61% в 2024 году, сменившись индексацией по хабам и гибридными формулами ценообразования. Исходя из существующих активных контрактов, ожидается дальнейшее снижение доли контрактов на СПГ с привязкой к нефти до 50% к 2030 году.

...коммерческих предпочтениях и требованиях к гибкости. Доля контрактов с гибким пунктом назначения выросла с 29% в 2016 году до 45% в 2024 году, что в значительной степени обусловлено расширением поставок СПГ из США. Соглашения с фиксированным пунктом назначения вновь обрели популярность, и на их долю пришлось более 60% объемов, законтрактованных с 2024 года. Однако к 2030 году срок действия многих существующих контрактов с фиксированным пунктом назначения истечет, в результате чего доля контрактов с гибким пунктом назначения снова вырастет до 52%.

Условия ценообразования становятся более разнообразными: доля экспортных контрактов на СПГ с привязкой к цене нефти снизилась с более чем 70% в 2016 году до 61% в 2024 году, сменившись индексацией по хабам и гибридными формулами ценообразования. Исходя из существующих активных контрактов, ожидается дальнейшее снижение доли контрактов на СПГ с привязкой к нефти до 50% к 2030 году по мере ввода в эксплуатацию новых американских проектов СПГ, привязанных к Henry Hub. Помимо традиционных покупателей, в последние годы значительно возросла роль портфельных игроков в торговле СПГ: их доля в общем объеме действующих контрактов на закупку СПГ выросла с 26% в 2016 году до более чем 38% в 2024 году. Ожидается, что на основе существующих контрактов эта доля увеличится почти до 44% к 2030 году.

Хотя мировой рынок СПГ становится более гибким и ликвидным, роль долгосрочных контрактов остается решающей как эффективного механизма распределения рисков между продавцами и покупателями. На долгосрочные соглашения (продолжительностью десять лет и более) пришлось 75% объемов, законтрактованных с 2022 года, что отражает стремление продавцов к обеспечению спроса, а покупателей — к безопасности поставок соответственно. Растущая гибкость и ликвидность рынка СПГ приобретают все большее значение для реагирования на шоки спроса и предложения газа в целях обеспечения энергетической безопасности. Это было отчетливо заметно во время шока спроса и предложения газа в 2022–2023 годах, когда поставки гибкого СПГ частично компенсировали резкое сокращение поставок российского трубопроводного газа на европейский газовый рынок.

Обновление ситуации с контрактованием и гибкостью СПГ

Мировой рынок СПГ продолжает наращивать ликвидность и разнообразие механизмов ценообразования.

Примечания: Данные по гибкости пункта назначения приведены только в индикативных целях и приняты при отсутствии четкого источника информации. Контракты с гибким пунктом назначения обычно основываются на условиях поставки FOB. Источник: анализ МЭА на основе данных ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

В 2025 году сохранились высокие темпы развития проектов СПГ...

С момента полномасштабного вторжения России в Украину в феврале 2022 года было одобрено более 230 млрд куб. м в год мощностей по сжижению СПГ, включая проект расширения месторождения North Field South в Катаре. Только на долю Соединенных Штатов пришлось около 60% мощностей по сжижению, по которым были приняты ОИР в период с 2022 по 2024 год.

В январе 2025 года США сняли мораторий на выдачу разрешений на экспорт СПГ, действовавший с прошлого года. Этот сдвиг в политике ускорил инвестиции в СПГ в стране: за первые десять месяцев 2025 года (до 20 октября 2025 года) было одобрено более 80 млрд куб. м в год мощностей СПГ, что стало новым историческим максимумом для американской индустрии СПГ. В апреле 2025 года было принято ОИР по первой фазе проекта Louisiana LNG, ввод в эксплуатацию которого ожидается к середине 2029 года. Проект будет состоять из трех технологических линий общей мощностью 22,4 млрд куб. м в год. В июне 2025 года также было принято ОИР по проекту Corpus Christi Midscale (линии 8–9) и устранению узких мест. Ожидается, что это расширение увеличит годовую производственную мощность на 6,8 млрд куб. м, в результате чего общая мощность к 2029 году достигнет 41 млрд куб. м в год.

В июле 2025 года было принято ОИР по первой фазе проекта CP2 компании Venture Global. Работа над проектированием, закупками и строительством по этому проекту началась еще до принятия ОИР, что отражает ускорение динамики инвестиций в СПГ в США. Ожидается, что первая фаза будет иметь годовую производственную мощность 20 млрд куб. м, а начало эксплуатации запланировано на 2027 год. В начале сентября корпорация NextDecade приняла ОИР по 4-й технологической линии проекта Rio Grande LNG. Ожидается, что мощность 4-й линии составит более 8 млрд куб. м в год, а начало работы запланировано на второе полугодие 2030 года. Во второй половине сентября 2025 года Sempra объявила о принятии ОИР по второй фазе своего проекта Port Arthur LNG. Ожидается, что расширение в рамках второй фазы добавит еще 18,36 млрд куб. м в год мощностей по сжижению. Вторая фаза будет состоять из двух линий сжижения: запуск 3-й линии в коммерческую эксплуатацию запланирован на 2030 год, а 4-й линии — на 2031 год. В октябре 2025 года NextDecade приняла ОИР по 5-й линии Rio Grande LNG (8 млрд куб. м в год). Начало эксплуатации ожидается в первой половине 2031 года. Высокая активность в реализации американских проектов СПГ свидетельствует об уверенности отрасли в том, что спрос на СПГ продолжит активно расти, и отражает благоприятную политическую среду для проектов в области природного газа в Соединенных Штатах.

Развитие проектов СПГ набирает обороты и в Южной Америке. До сих пор в регионе крупные проекты по сжижению СПГ были только в Тринидаде и Тобаго и Перу. В мае и августе 2025 года были приняты ОИР по первой и второй фазам проекта Southern Energy FLNG в Аргентине с совокупной годовой мощностью 8 млрд куб. м; начало производства запланировано на 2027 и 2028 годы соответственно. В начале октября 2025 года ENI и ее партнеры приняли ОИР по проекту экспорта Coral North FLNG на шельфе Мозамбика. Проект будет иметь производственную мощность 4,9 млрд куб. м в год, начало эксплуатации ожидается в 2028 году.

...в основном за счет поддержки со стороны Соединенных Штатов

Примечание: Включает проект расширения North Field South в Катаре. Источники: анализ МЭА на основе различных публичных заявлений. Список стран-участников (пайплайн): Аргентина, Австралия, Камерун, Канада, Республика Конго, Габон, Индонезия, Малайзия, Мексика, Мозамбик, Нигерия, Оман, Катар, Россия, Сенегал, ОАЭ, США.

Ближний Восток и Северная Америка стали лидерами по новым экспортным контрактам на СПГ в 2024 году

Объем контрактов, заключенных по проектам после принятия ОИР в 2024 году, составил 68 млрд куб. м в год, что на 25% больше по сравнению с 2023 годом (54 млрд куб. м в год). С учетом контрактов по проектам до принятия ОИР, объем законтрактованных мощностей в 2024 году составил 77 млрд куб. м в год, что меньше объема 2022 года (119 млрд куб. м в год) и на 7% ниже объема 2023 года (83 млрд куб. м в год). На долю Северной Америки и Ближнего Востока в совокупности (как до, так и после принятия ОИР) пришлось более 60% законтрактованных объемов в 2024 году, что соответствует структуре 2023 года.

Со стороны экспорта только на Ближний Восток пришлось 58% (или 37 млрд куб. м в год) объемов, законтрактованных по проектам после принятия ОИР в 2024 году, что второй год подряд делает его крупнейшим источником контрактов на поставку, опережая Северную Америку. На Катар пришлось около 35% (или 26 млрд куб. м в год) заключенных объемов в 2024 году, и он стал крупнейшим источником среди стран благодаря проектам расширения North Field East и North Field South. Портфельные игроки стали вторым по величине источником поставок в 2024 году, на их долю пришлось 30% (или 20 млрд куб. м в год) объемов, законтрактованных по проектам после принятия ОИР. На Северную Америку и Азиатско-Тихоокеанский регион пришлось по 3% (1,7 млрд куб. м в год и 1,6 млрд куб. м в год соответственно) от общего объема контрактов после ОИР в 2024 году.

При включении проектов до стадии ОИР объем контрактов с Северной Америкой как источником поставок составил 14 млрд куб. м в год, следуя за объемами портфельных игроков. В регионе активно развиваются многочисленные проекты СПГ на стадии до ОИР, и покупатели заключают с ними много новых контрактов. Таким образом, включение или исключение проектов до ОИР существенно влияет на отчетные объемы контрактов на СПГ в этом регионе.

Со стороны импорта на азиатские страны пришлась наибольшая доля законтрактованных объемов по проектам после ОИР в 2024 году (60%, или 38 млрд куб. м в год). В страновом разрезе Индия обеспечила 23% (или 15 млрд куб. м в год), обогнав Китай и став крупнейшим покупателем в 2024 году. Портфельные игроки заняли следующую по величине долю, на которую пришлось 18% (или 12 млрд куб. м в год) объемов, законтрактованных в 2024 году. Объем, законтрактованный портфельными игроками, стал для них вторым по величине после 2023 года. На Европу пришлось 15% (или 10 млрд куб. м в год) объемов, законтрактованных в 2024 году.

При включении проектов до ОИР на долю Азии, Европы и портфельных игроков пришлось соответственно 50% (40 млрд куб. м в год), 13% (10 млрд куб. м в год) и 30% (23 млрд куб. м в год) от общего объема заключенных контрактов в 2024 году. В объеме, который портфельные игроки законтрактовали в качестве покупателей в 2024 году, была высока доля контрактов из Северной Америки (62%). Учитывая, что объемы поставок из Северной Америки включают ряд проектов до ОИР, это говорит о том, что портфельные игроки играют важную роль в достижении девелоперами целевых показателей по долгосрочным оффтейк-контрактам, необходимым для принятия ОИР по проектам.

Объем контрактов, подписанных по проектам после принятия ОИР, за первые девять месяцев 2025 года составил 99 млрд куб. м в год, что на 90% больше по сравнению с аналогичным периодом 2024 года. Покупатели в азиатских странах обеспечили...

...и 23% (или 23 млрд куб. м в год) соответственно от общего объема заключенных контрактов в 2024 году. В объеме, который портфельные игроки законтрактовали в качестве покупателей в 2024 году, была высока доля контрактов из Северной Америки (62%). Учитывая, что законтрактованные объемы из Северной Америки включают ряд проектов до ОИР, это говорит о том, что портфельные игроки играют важную роль в достижении девелоперами проектов целевых показателей по долгосрочным оффтейк-контрактам, необходимым для принятия ОИР по проектам. МЭА. CC BY 4.0.

Объем контрактов, подписанных по проектам после принятия ОИР, за первые девять месяцев 2025 года составил 99 млрд куб. м в год, что на 90% больше по сравнению с аналогичным периодом 2024 года. Покупатели в азиатских странах обеспечили 22% законтрактованных объемов, при этом Индия подписала самую высокую долю (44%) в разрезе стран. С учетом проектов до принятия ОИР, за первые девять месяцев 2025 года было подписано контрактов на 110 млрд куб. м в год, что на 63% больше по сравнению с аналогичным периодом 2024 года. Мощное расширение мощностей по сжижению СПГ (ожидается рост примерно на 300 млрд куб. м в год к 2030 году) открывает дополнительные возможности для контрактования.

Со стороны экспорта на Северную Америку пришлась наибольшая доля объемов контрактов, подписанных в первые девять месяцев 2025 года (64% или 60 млрд куб. м в год); фактически, новые контракты в Северной Америке превзошли показатели Ближнего Востока, в отличие от аналогичного периода 2024 года. В разрезе стран США заняли самую высокую долю (59% или 55 млрд куб. м в год). На долю портфельных игроков пришлось 23% (или 22 млрд куб. м в год), на Ближний Восток — 12% (или 12 млрд куб. м в год). Объемы контрактов из Ближнего Востока увеличились примерно на 25% по сравнению с аналогичным периодом 2024 года. С учетом проектов до ОИР, в первые девять месяцев 2025 года было подписано экспортных контрактов с Северной Америкой на 60 млрд куб. м в год по сравнению с 26 млрд куб. м в год за тот же период 2024 года, что также отражает аналогичную тенденцию к росту.

Со стороны импорта на портфельных игроков пришлась самая высокая доля объемов контрактов, подписанных в первые девять месяцев 2025 года (64% или 60 млрд куб. м в год), что превысило показатели Азии. Портфельные игроки заметно активизировали свою деятельность по закупкам СПГ, уделяя особое внимание оффтейку с новых американских СПГ-проектов, предлагающих гибкость в выборе пункта назначения. В июне 2025 года японская компания JERA объявила о закупке в общей сложности 5,5 млн тонн СПГ в год у нескольких новых СПГ-проектов в США. JERA планирует не только поставлять этот СПГ на японский рынок, но и распределять его по более широкому кругу направлений в Азии, что отражает преобладающую неопределенность вокруг спроса на газ в Японии и ее стратегический сдвиг в сторону региональной диверсификации и гибкого управления поставками.

Также со стороны импорта высокая доля пришлась на Турцию (10% или 9 млрд куб. м в год), что является крупнейшим показателем среди стран. На Китай пришлось 7 млрд куб. м в год, что примерно на 550% больше по сравнению с аналогичным периодом 2024 года. На Индию пришлось 7 млрд куб. м в год, что на 75% больше по сравнению с аналогичным периодом 2024 года. На Европу (включая Турцию) пришлось 12% (12 млрд куб. м в год), что представляет собой более высокие объемы, чем за тот же период 2024 года. МЭА. CC BY 4.0.

Азиатские покупатели и портфельные игроки продолжают стимулировать заключение новых контрактов на покупку СПГ

Объем заключенных контрактов по годам с разбивкой по источникам экспорта и импорта, 2020–2025 гг.

МЭА. CC BY 4.0.

Примечания: Объемы контрактов, использованные для анализа, относятся к подтвержденным экспортным проектам. 2025 год представляет собой объемы, подписанные до конца сентября 2025 года. «Портфельные» объемы контрактуются участником рынка, который может закупать продукцию в одном или нескольких регионах для выполнения контрактных обязательств.

Источник: анализ МЭА на основе данных ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

(Примечание: В оригинале представлены графики, данные которых отражены в текстовом описании выше и ниже).

МЭА. CC BY 4.0.

Долгосрочные соглашения доминируют в контрактной деятельности с 2018 года

В контрактах, заключенных в 2024 году, отмечена высокая доля долгосрочных соглашений (сроком на десять лет и более) и контрактов на небольшие объемы (менее 2 млрд куб. м в год). Тенденция к высокой доле долгосрочных соглашений сохраняется с 2018 года.

Долгосрочные соглашения доминировали в законтрактованных объемах в 2024 году, составив 83%, что является незначительным ростом по сравнению с 81% в 2023 году. Азиатские покупатели были движущей силой долгосрочных соглашений, обеспечив 65% их объема. Со стороны предложения Ближний Восток лидировал в долгосрочном контрактовании. На соглашения средней продолжительности (пять лет и более, но менее десяти лет) и краткосрочные соглашения (менее пяти лет) пришлось 10% и 5% от общего объема законтрактованных мощностей соответственно.

Долгосрочные соглашения также доминировали в течение первых девяти месяцев 2025 года, составив 78%. В этот период азиатские покупатели подписали долгосрочные соглашения, на которые пришлось более 49% от общего объема вновь законтрактованных долгосрочных мощностей. Из общего объема контрактов, подписанных с 2018 года, на долгосрочные соглашения пришлось более 80%, из которых на азиатских покупателей пришлось около 40%. Примечательно, что Китай и Индия обеспечили более 20%, лидируя по объему долгосрочных соглашений.

Крупные контракты (более 4 млрд куб. м в год) составили 37% законтрактованных объемов в 2024 году. На Катар пришлись все объемы по крупным контрактам: было подписано четыре контракта объемом более 4 млрд куб. м в год каждый. Контракты среднего размера (2–4 млрд куб. м в год) составили 13%, в то время как контракты на малые объемы (менее 2 млрд куб. м в год) составили 50%. В первые девять месяцев 2025 года крупных контрактов подписано не было. Доля крупных контрактов в общем объеме всех сделок, заключенных с 2022 года, близка к 30%, и на азиатских покупателей пришлась значительная их часть (48%).

Контракты с фиксированным пунктом назначения составляют около 75% всех объемов, законтрактованных с 2024 года. В основном это обусловлено азиатскими покупателями, на которых приходится более 60% от общего объема контрактов с фиксированным пунктом назначения. Напротив, доля контрактов без привязки к пункту назначения снизилась с примерно 50% в 2022 году до примерно 20% в 2023 и 2024 годах, снова увеличившись до 50% в 2025 году. Снижение объемов контрактов с гибким пунктом назначения из Северной Америки в 2023 и 2024 годах по сравнению с 2022 годом, вероятно, является одной из причин снижения доли гибкости поставок с 2023 года. Объемы с гибким пунктом назначения из Северной Америки снова выросли в 2025 году. Хотя доля контрактов с фиксированным пунктом назначения, заключенных в 2023 и 2024 годах, была высокой, общая тенденция такова, что совокупность действующих контрактов становится все более гибкой — их доля составила 45% в 2024 году и, как предполагается, достигнет около 52% в 2030 году. Это связано с истечением срока действия существующих контрактов с фиксированным пунктом назначения. МЭА. CC BY 4.0.

На контракты с фиксированным пунктом назначения пришлось 60% твердых объемов, законтрактованных с 2024 года

Объем заключенных контрактов по годам с разбивкой по контрактным элементам, 2020–2025 гг.

МЭА. CC BY 4.0.

Примечания: 2025 год представляет собой объемы, подписанные до конца сентября 2025 года. Гибкость пункта назначения указана только в ознакомительных целях, предполагается при отсутствии четкого источника информации.

Источник: анализ МЭА на основе данных ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

МЭА. CC BY 4.0.

Портфельные игроки играют все более важную роль в обеспечении гибкости поставок СПГ

Портфельные игроки играют важную роль в удовлетворении растущей потребности покупателей в гибкости объемов и источников поставок. Они закупают смесь партий СПГ различного происхождения и перепродают их клиентам для удовлетворения их потребностей через срочные и спотовые контракты. Роль портфельных игроков значительно возросла в последние годы.

Доля объемов контрактов, закупаемых портфельными игроками, неуклонно растет. В 2025 году объем их закупок в общей доле контрактов на СПГ составляет 42% по сравнению с 26% в 2016 году. В период с 2020 по 2024 год портфельные игроки заключили 37% от общего объема контрактов за этот период, увеличив свою долю закупок среди всех действующих контрактов на СПГ. Средняя продолжительность контрактов для вновь законтрактованных объемов, закупленных портфельными игроками в 2016 и 2017 годах, составляла менее десяти лет. Однако для контрактов, подписанных в 2024 и 2025 годах, средняя продолжительность выросла примерно до 15 лет. Напротив, средняя продолжительность контрактов, подписанных портфельными игроками на продажу СПГ в 2024 и 2025 годах, составила менее 11 лет. Доля портфельных игроков в контрактах на продажу СПГ составляла примерно 50% от общего объема контрактов, подписанных в 2016 и 2017 годах. Однако их доля в объемах контрактов, заключенных с 2022 года, составляет всего 15%. Тенденция к снижению доли портфельных игроков в долгосрочных контрактах на продажу может отражать их предпочтение в рыночных условиях, преобладающих с 2022 года (повышенные цены после шока предложения 2022–2023 годов), продавать свои объемы СПГ на спотовом рынке, а также нежелание покупателей вступать в долгосрочные...

Однако для контрактов, подписанных в 2024 и 2025 годах, средняя продолжительность выросла примерно до 15 лет. Напротив, средняя продолжительность контрактов, подписанных портфельными игроками на продажу СПГ в 2024 и 2025 годах, составила менее 11 лет. Доля портфельных игроков в контрактах на продажу СПГ составляла примерно 50% от общего объема контрактов, подписанных в 2016 и 2017 годах. Однако их доля в объемах контрактов, заключенных с 2022 года, составляет всего 15%. Тенденция к снижению доли портфельных игроков в долгосрочных продажах по контрактам может отражать их предпочтение в рыночных условиях, преобладающих с 2022 года (повышенные цены после шока предложения 2022–2023 годов), продавать свои объемы СПГ на спотовом рынке, а также нежелание покупателей вступать в долгосрочные контракты из-за неопределенности в отношении долгосрочного спроса и потенциальной проблемы невозвратных издержек.

Коэффициент контрактования портфельных игроков — отбор (offtake) продаж в процентах от обязательств по покупке, показатель относительной подверженности определенным типам рыночного риска — снизился до 56% в 2024 году с 71% в 2017 году. Это означает, что доля их обязательств по покупке, не покрытая срочными контрактами на продажу — или их чистая открытая позиция — увеличилась с 29% до 40% в период с 2017 по 2024 год. На основе существующих контрактов их чистая открытая позиция должна увеличиться в среднем почти до 54% в период с 2025 по 2030 год. Рост чистой открытой позиции портфельных игроков может способствовать стабилизации рынка, обеспечивая повышенную торговую гибкость в отношении продолжительности и объема контрактов.

С учетом того, что к концу 2030 года ожидается ввод в эксплуатацию новых мощностей по сжижению СПГ в объеме около 300 млрд куб. м в год, дополнительные поставки СПГ могут снизить цены на газовом рынке по сравнению с текущей ситуацией. Но в то же время некоторых покупателей могут привлечь долгосрочные контракты для обеспечения будущей энергетической безопасности и предотвращения будущих рисков волатильности цен. Учитывая эти сложные перспективы, ожидается, что портфельные игроки продолт играть важную роль в обеспечении гибкости глобального рынка СПГ.

Обновленная информация о контрактовании и гибкости СПГ

Более широкая чистая открытая позиция среди портфельных игроков может добавить гибкости мировому рынку СПГ

Договорная позиция и коэффициент контрактования портфельных игроков СПГ, 2020–2030 гг.

Примечание: Данный график представляет объемы, подписанные к концу сентября 2025 года. Источник: анализ МЭА на основе ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

Северная Америка станет драйвером дополнительных объемов поставок СПГ в среднесрочной перспективе

Объем действующих контрактов (включая портфельных игроков) к 2030 году вырастет примерно на 21% по сравнению с уровнем 2024 года. Это будет обусловлено, прежде всего, запуском новых заводов по сжижению в Северной Америке, хотя истечение сроков действия контрактов начнет влиять на рост законтрактованных объемов в конце прогнозного периода.

Что касается экспорта, ожидается, что объем контрактов на поставку из Северной Америки увеличится примерно вдвое в период с 2024 по 2030 год по мере ввода в эксплуатацию новых заводов по сжижению в США, Канаде и Мексике, что станет драйвером роста мировых поставок СПГ в этот период. Доля Северной Америки в общем объеме существующих контрактов должна увеличиться с 15% в 2024 году до 36% к 2030 году.

За тот же период объем контрактов на поставку с Ближнего Востока должен увеличиться примерно на 15%, что в основном поддерживается проектами расширения в Катаре. Напротив, за тот же период существующие контрактные объемы из Африки, а также Центральной и Южной Америки должны сократиться на 53% и 100% соответственно по мере истечения срока действия текущих контрактов.

Что касается импорта, доля Азиатско-Тихоокеанского региона в общем объеме импортных контрактов должна достичь примерно 45% в 2030 году. Ожидается, что объем, законтрактованный азиатскими покупателями, увеличится на 11% в период с 2024 по 2030 год. Существующий законтрактованный объем Китая должен вырасти на 35% за этот период, в результате чего доля страны в существующих контрактах составит около 30% к 2030 году. Предполагается, что Индия увеличит свой существующий законтрактованный объем на 36% за тот же период.

На основе существующих контрактов доля объемов с гибким пунктом назначения в общем объеме первичных* экспортных контрактов на СПГ должна вырасти до 59% к 2030 году по сравнению с 55% в 2023 году. Ожидается, что с вводом в эксплуатацию нескольких новых заводов по сжижению СПГ к 2027 году общий объем незаконтрактованных мощностей и контрактов с гибким пунктом назначения увеличится в среднесрочной перспективе.

Контракты с гибким пунктом назначения более распространены на стороне экспорта (35%), чем на стороне импорта (22%), что позволяет предположить, что портфельные игроки склонны покупать на гибких условиях, допускающих смену пункта назначения, но продавать по фиксированным контрактам с заранее определенными пунктами назначения.

*Сноска 7: Закуплено напрямую у владельцев экспортных проектов, в отличие от вторичных объемов, проданных портфельными игроками.

Ожидается, что объем действующих контрактов на СПГ расширится в среднесрочной перспективе

Общий объем действующих контрактов на СПГ, 2020–2030 гг.

Легенда (Регионы):

• Африка * Азиатско-Тихоокеанский регион * Центральная и Южная Америка * Евразия * Европа * Ближний Восток * Северная Америка * Портфельные игроки * Будущие периоды (Future)

Источник: анализ МЭА на основе ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

Контракты с гибким пунктом назначения и незаконтрактованные мощности должны повысить гибкость рынка

Объемы поставок СПГ по гибкости пункта назначения (без учета портфельных контрактов), 2020–2030 гг.

Источник: анализ МЭА на основе ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

Объемы истекающих контрактов будут расти

На основе существующих контрактов предполагается, что в период с 2025 по 2030 год истечет срок действия действующих контрактов на СПГ в объеме около 220 млрд куб. м в год. Ожидается, что эти истекающие объемы создадут новые возможности для контрактования в среднесрочной перспективе.

На стороне продавцов самая высокая доля истекающих контрактных объемов в период 2025–2030 годов приходится на Ближний Восток — около 29% (или 63 млрд куб. м в год). Следующая по величине доля у Африки — 21% (или 44 млрд куб. м в год), в то время как у Азии и портфельных игроков ожидается истечение объемов в размере 37 млрд куб. м в год (или 17% от общего объема) и 39 млрд куб. м в год (или 18% от общего объема) соответственно.

На стороне покупателей на долю Азии, портфельных игроков и Европы приходится 41% (или 88 млрд куб. м в год), 31% (или 68 млрд куб. м в год) и 17% (или 37 млрд куб. м в год) от общего объема истекающих контрактов в период с 2025 по 2030 год соответственно. В Азии новые контракты компенсируют истечение старых, что ведет к росту общего числа действующих контрактов.

Исторически в контрактовании СПГ доминировала нефтяная привязка. Согласно имеющейся информации, доля объемов с нефтяной индексацией в общем объеме действующих экспортных контрактов на СПГ составляла примерно 70% в 2016 году, но упала примерно до 57% в 2024 году и, как предполагается, продолжит снижаться примерно до 52% к 2030 году. Напротив, доля газо-газовой индексации в экспортных контрактах на СПГ увеличилась с примерно 30% в 2016 году до 38% в 2024 году и, как ожидается, достигнет примерно 48% в 2030 году. В дополнение к контрактам с нефтяной привязкой и формулами Henry Hub, в последнее время были подписаны контракты с формулами JKM, TTF и гибридными формулами. Эта тенденция указывает на то, что механизмы ценообразования, лежащие в основе долгосрочных контрактов на СПГ, становятся более разнообразными. Цены на газовом рынке резко выросли во время шока предложения газа в 2022–2023 годах, что привело к резкому росту торговых цен на СПГ по контрактам с газо-газовой индексацией. И наоборот, торговые цены с нефтяной привязкой росли более умеренно. Обеспечение долгосрочных контрактов на СПГ с той или иной формой нефтяной индексации может быть одним из способов снижения подверженности волатильности цен на газ.

Около 145 млрд куб. м контрактов на СПГ истекают к 2030 году, в основном в Африке и на Ближнем Востоке

Истекающие импортные и экспортные объемы по действующим контрактам на СПГ, 2024–2030 гг.

Легенда (Истечение контрактов):

• Африка * Азиатско-Тихоокеанский регион * Центральная и Южная Америка * Евразия * Европа * Ближний Восток

Источник: анализ МЭА на основе ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

Объемы экспорта СПГ с газо-газовой индексацией будут расширяться за счет Северной Америки

Объемы экспортных контрактов на СПГ с нефтяной и газо-газовой индексацией по регионам и странам, 2020–2030 гг.

• Африка * Азиатско-Тихоокеанский регион * Центральная и Южная Америка * Евразия * Европа * Ближний Восток * Северная Америка * Будущие периоды (Future)

Примечание: Контракты, не привязанные к конкретному пункту происхождения или назначения, были исключены из анализа. Источник: анализ МЭА на основе ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

Объемы экспорта СПГ с газо-газовой индексацией будут расширяться за счет Северной Америки

Объемы экспортных контрактов на СПГ с нефтяной и газо-газовой индексацией по регионам и странам, 2020–2030 гг.

• Африка * Азиатско-Тихоокеанский регион * Центральная и Южная Америка * Евразия * Европа * Ближний Восток * Северная Америка * Будущие периоды (Future)

Примечание: Контракты, не привязанные к конкретному пункту происхождения или назначения, были исключены из анализа. Источник: анализ МЭА на основе ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

Хотя ценообразование с привязкой к нефти снижается, оно остается доминирующим в импортных контрактах

Объемы импортных контрактов на СПГ с нефтяной и газо-газовой индексацией по регионам и странам, 2020–2030 гг.

• Африка * Азиатско-Тихоокеанский регион (искл. Китай) * Центральная и Южная Америка * Китай * Европа * Ближний Восток * Северная Америка * Будущие периоды (Future)

Примечание: Контракты, не привязанные к конкретному пункту происхождения или назначения, были исключены из анализа. Источник: анализ МЭА на основе ICIS (2025), ICIS LNG Edge.

Применение КСЭ в цепочках создания стоимости СПГ

Снижение выбросов в цепочке поставок СПГ с помощью технологий улавливания, использования и хранения углерода (КСЭ)

Природный газ, и в частности СПГ, является важным компонентом мировой энергетической системы, обеспечивая безопасность поставок, гибкость и представляя собой альтернативу углю и нефти с относительно более низким содержанием углерода во многих регионах. Тем не менее, СПГ также имеет значительный след парниковых газов (ПГ), в первую очередь выбросы CO₂, а также утечки метана, при этом выбросы охвата 1 и 2 распределены по операциям в апстриме, переработке и транспортировке газа, а также сжижению. Достижение климатических целей требует систематического сокращения этих выбросов по всей цепочке создания стоимости. Хотя большая часть выбросов жизненного цикла СПГ происходит в точке сгорания (охват 3), данный раздел посвящен выбросам охвата 1 и 2 в цепочке производства и сжижения, где КСЭ может играть непосредственную роль.

В производстве СПГ технология КСЭ остается одним из немногих масштабируемых вариантов для борьбы с технологическими выбросами, которые невозможно устранить иным способом. КСЭ также является одним из вариантов борьбы с выбросами от сжигания топлива на заводах по производству СПГ, обеспечивая более глубокое сокращение выбросов, хотя и при более высоких затратах. Наряду с КСЭ, решение проблем утечек метана, минимизация сжигания на факелах, внедрение электрификации и повышение энергоэффективности остаются важными факторами для снижения общего климатического следа СПГ.

КСЭ в апстрим-сегменте

На сегмент апстрим (охватывающий добычу, сбор, переработку и транспортировку к установкам сжижения) приходится наибольшая доля выбросов ПГ в цепочке поставок СПГ, включая как CO₂, так и метан. Ключевым источником выбросов является удаление естественного CO₂ из потоков сырого газа для соответствия спецификациям трубопроводов и СПГ. Традиционно выбрасываемый в атмосферу, этот CO₂ может вместо этого закачиваться обратно в геологические формации.

Несколько проектов уже продемонстрировали этот путь. На проекте Snøhvit LNG (Норвегия) сепарированный CO₂ закачивается обратно с момента запуска в 2007 году, а на Gorgon LNG (Австралия) расположен один из крупнейших специализированных объектов по улавливанию углерода, который на сегодняшний день обеспечил хранение 11 млн т CO₂-экв. путем закачки в соленосный водоносный горизонт. Эти проекты подтверждают техническую осуществимость крупномасштабного применения КСЭ в апстриме, хотя операции по хранению CO₂ на проекте Gorgon велись на пониженной мощности из-за проблем с управлением пластовым давлением; в настоящее время ведутся работы по возвращению показателей к проектным значениям.

Активность крупных производителей растет. В Катаре установка по улавливанию и секвестрации CO₂ в Рас-Лаффане, введенная в эксплуатацию в 2019 году мощностью 2,1 млн т в год, стала первым шагом в создании более широкого хаба КСЭ. Этот хаб предназначен для поддержки расширения проекта North Field East LNG — одного из первых крупных СПГ-проектов, интегрировавших КСЭ на стадии проектирования. Компания QatarEnergy поставила цель улавливать более 7 млн т CO₂ в год к 2030 году, что делает эту программу КСЭ в привязке к СПГ новейшей на Ближнем Востоке.

В Индонезии компания BP и ее партнеры утвердили проект по компримированию и КСЭ Tangguh Ubadari (UCC) стоимостью 7 млрд долларов США. Этот проект объединит улавливание углерода с разработкой месторождения Убадари, что позволит снизить эксплуатационные выбросы Tangguh LNG.

Это первый в Индонезии масштабный проект по повышению нефтегазоотдачи пласта с применением КСЭ, целью которого является секвестрация около 15 млн т CO₂ на начальном этапе с потенциалом дальнейшего расширения хранилища, учитывая большую емкость бассейна для хранения CO₂. Эти инициативы иллюстрируют растущее признание того, что КСЭ может играть важную роль в стратегиях развития апстрим-сегмента СПГ, особенно в сочетании с усилиями по сокращению выбросов метана и сжигания на факелах.

КСЭ на заводах по сжижению СПГ

На процесс сжижения приходится следующая по величине доля выбросов ПГ в цепочке поставок СПГ, в основном CO₂ от сжигания природного газа для привода компрессоров холодильных установок. Существует несколько путей снижения этого следа: электрификация операций завода с использованием возобновляемых или низкоуглеродных источников энергии, повышение эффективности и КСЭ.

Проект LNG Canada использует гидроэнергию для своих вспомогательных нужд (около одной пятой общего спроса на электроэнергию на заводе по сжижению). Напротив, Freeport LNG в США обеспечил подключение к сети для подачи 675 МВт мощности для привода своих компрессоров. Это позволило сократить выбросы CO₂ от сжигания на площадке примерно на 90% и увеличить чистую выработку СПГ на 6,5% по сравнению с проектом на базе газовых турбин. QatarEnergy инвестирует в солнечные мощности объемом более 4 ГВт для снабжения электроэнергией своих СПГ-объектов, включая расширение North Field. Такие меры значительно снижают косвенные выбросы.

Прямое применение КСЭ на заводах по сжижению также набирает обороты. Компания Venture Global LNG объявила о планах интеграции КСЭ на Calcasieu Pass и будущих объектах. Детали относительно того, будет ли улавливание сосредоточено на выхлопах турбин или других технологических потоках, остаются ограниченными, а сроки реализации еще не подтверждены. В Норвегии компания Equinor изучила возможность привязки СПГ-операций к сети транспортировки и хранения CO₂ Northern Lights, которая начала закачку CO₂, уловленного на цементном заводе в Норвегии, ранее в этом году и подписала соглашения об отборе продукции с несколькими другими промышленными объектами в Европе.

Эти инициативы подчеркивают потенциал КСЭ для изменения углеродного профиля заводов по сжижению. При развертывании наряду с электрификацией на базе ВИЭ и повышением операционной эффективности, КСЭ может существенно снизить выбросы CO₂ при сжижении, в результате чего будет получен СПГ с более низкими выбросами в апстриме, что может стать все более привлекательным для покупателей.

Стратегические преимущества КСЭ в секторе СПГ

Развертывание КСЭ в сегментах апстрима и сжижения дает несколько потенциальных преимуществ:

• Дифференциация на рынке: Покупатели в Европе, Японии, Корее и на других рынках начинают уделять больше внимания углеродоемкости СПГ. КСЭ может помочь производителям продемонстрировать более низкие выбросы в апстриме, обеспечивая их грузам большую конкурентоспособность по мере расширения требований к прозрачности и углеродному регулированию.

• Право на деятельность: КСЭ помогает компаниям достигать национальных и корпоративных целей по выбросам, обеспечивая при этом соответствие меняющимся экологическим, социальным и управленческим (ESG) ожиданиям инвесторов и регуляторов.

• Соответствие политическому курсу: КСЭ способствует соблюдению формирующейся климатической политики и механизмов пограничного углеродного регулирования, которые, вероятно, будут все больше влиять на торговлю СПГ.

• Синергия инфраструктуры и технологий: Компании сектора СПГ могут использовать имеющийся опыт в области подземного инжиниринга, управления проектами и морских операций для разработки смежных проектов КСЭ, часто опираясь на данные о хранении на своих собственных месторождениях. Путем избыточного проектирования компонентов хранения, объекты также могут предоставлять свободные мощности сторонним эмитентам, что способствует появлению общих хабов по транспортировке и хранению CO₂, таких как Рас-Лаффан в Катаре, побережье Мексиканского залива в США и Northern Lights в Норвегии. Это снижает затраты за счет эффекта масштаба.

• Технологическое лидерство: Компании, первыми реализующие проекты СПГ с интегрированными КСЭ, позиционируют себя в авангарде инноваций, формируя стандарты и получая доступ на премиальные рынки.

Нормативно-правовая база

Нормативно-правовая база в области КСЭ существенно различается в зависимости от региона. В Европе и Северной Америке нормативные механизмы относительно хорошо отработаны. Директива ЕС 2009/31/EC, также перенесенная в законодательство Великобритании после Брексита, обеспечивает всеобъемлющую базу для регулирования хранения, устанавливая требования к выбору площадок, лицензированию, мониторингу, закрытию и долгосрочной ответственности, в то время как Канада и Соединенные Штаты имеют зрелые режимы выдачи разрешений. Внимание в этих регионах сместилось на коммерческие модели и механизмы государственной поддержки, такие как восполнение дефицита финансирования (viability gap funding), для ускорения развертывания.

Напротив, нормативно-правовая база в Азиатско-Тихоокеанском регионе остается в зачаточном состоянии. Австралия разработала лоскутное одеяло из федеральных и штатных правил, но среди стран АСЕАН только Индонезия и Малайзия приняли стимулирующее законодательство в области КСЭ, и из них только Индонезия утвердила подробные подзаконные акты по реализации. Это ограничивает возможности коммерческих сторон по структурированию и финансированию проектов КСЭ. Трансграничное хранение CO2, критически важное для стран с ограниченной территорией, таких как Сингапур, а также для Японии и Кореи, остается открытым вопросом. Европейский союз еще не создал единого режима для трансграничной транспортировки и хранения CO2. Хотя двусторонние соглашения между государствами-членами начинают появляться, а ЕС работает над общими стандартами и скоординированной общеевропейской сетью, по-прежнему не хватает глобальных рекомендаций относительно того, что должно быть включено в такие соглашения. АСЕАН еще предстоит разработать сопоставимые механизмы, при этом и Малайзия, и Индонезия разрешают импорт CO2 для хранения. Эффективное развертывание потребует двусторонних соглашений между государствами-эмитентами и принимающими государствами, касающихся таких вопросов, как Лондонский протокол (международный договор, регулирующий предотвращение загрязнения моря, в который в 2009 году были внесены поправки, разрешающие трансграничную транспортировку и хранение CO2, но который еще не полностью ратифицирован во всем мире), трансграничная ответственность, финансирование текущего мониторинга, верификации и отчетности, предотвращение двойного учета в рамках правил учета углерода, влияние на определяемые на национальном уровне вклады (ОНУВ) и долгосрочные финансовые обязательства.

Затраты на развертывание КСЭ

Стоимость развертывания КСЭ в операциях с СПГ значительно варьируется в зависимости от характеристик потока источника и близости к месту хранения. Для концентрированного CO2, извлекаемого из сырьевого газа, затраты на улавливание обычно находятся в диапазоне 20–50 долларов США за тонну CO2, что добавляет около 0,1–0,2 доллара США за млн БТЕ к стоимости поставленного СПГ. Улавливание после сжигания из выхлопных газов завода по сжижению является более сложным и дорогостоящим процессом, составляя в среднем 110–140 долларов США за тонну предотвращенных выбросов CO2, что эквивалентно дополнительным 0,7–0,9 доллара США за млн БТЕ.

Затраты на транспортировку и хранение вносят дополнительную вариативность: 15–30 долларов США за тонну CO2, когда площадки для хранения расположены рядом, и 75–150 долларов США за тонну CO2, когда требуется морская транспортировка и инфраструктура. Хотя затраты остаются высокими по сравнению с текущими ценами на CO2 в большинстве юрисдикций, эффект масштаба, узлы общей инфраструктуры, технологическое обучение и более строгие механизмы ценообразования на углерод могут со временем снизить затраты.

Для сравнения, цены на углерод в рамках ETS ЕС в последнее время колебались в диапазоне 60–80 долларов США за тонну CO2, что значительно ниже стоимости улавливания после сжигания, но в целом соответствует затратам на улавливание из сырьевого газа, что подчеркивает важность политической поддержки и общей инфраструктуры для реализации проектов.

Перспективы

Перед КСЭ по-прежнему стоят сложные задачи. Затраты остаются высокими, необходимо обеспечить мощности по хранению, а нормативно-правовая база должна созреть для поддержки инвестиций. Тем не менее, КСЭ становится все более заметной частью стратегий развития СПГ. С объявлением множества крупных проектов и ростом числа проводимых технико-экономических обоснований, КСЭ (вместе с усилиями по сокращению утечек метана и факельного сжигания) может помочь СПГ продолжать снабжать мировые рынки с улучшенной климатической совместимостью.

Улавливая и сохраняя CO2 как при добыче, так и при сжижении, производители СПГ могут сократить часть своего углеродного следа, сохраняя при этом энергетическую безопасность и гибкость. По мере роста глобальной конкуренции за СПГ с более низким уровнем выбросов, КСЭ может стать важным фактором в формировании доступа к долгосрочным контрактам и финансированию, особенно на рынках, где углеродоемкость подвергается все более тщательному анализу.

В целом, КСЭ в секторе СПГ переходит от стадии демонстрации к стадии развертывания. Проекты, реализуемые в настоящее время, позволяют предположить, что к 2030 году КСЭ может стать все более важной характеристикой новых поставок СПГ, влияя на доступ к финансированию и долгосрочным контрактам на рынках, где отслеживается углеродоемкость.

• Часть цели QatarEnergy по улавливанию более 7 млн т/г к 2030 г., что сделает программу крупнейшей программой CCS, связанной с СПГ, на Ближнем Востоке. | | Gorgon CCS | Австралия | Эксплуатируется | 3,4-4 млн т/г | • Проект Gorgon LNG включает одну из первых крупномасштабных операций CCS, связанных с газом. CO2 отделяется при подготовке газа и закачивается под землю; изначально ожидалось хранение 3,4-4 млн т/г. На сегодняшний день в рамках проекта захоронено 11 млн т CO2.

• Закачка началась в 2019 г., но возникли проблемы с производительностью. По состоянию на конец 2023 г. фактически было захоронено лишь около трети произведенных выбросов из-за сложностей с управлением пластовым давлением. |

• Однако недавние отчеты указывают на то, что, хотя добыча газа началась в 2024 г., закачка CO2 задерживается; первая закачка теперь намечена на конец 2029 г. или начало 2030 г. в ожидании согласования с эмитентами и готовности клиентов, а также завершения формирования режима регулирования между федеральным правительством Малайзии и штатом Саравак.

• Petronas также развивает более широкую сеть инфраструктуры CCS с дополнительными площадками для хранения на полуострове Малайзия (например, рядом с малайзийско-китайским промышленным парком Куантан). Прогресс обеспечивается новым законом Малайзии о КСЭ (принят в 2025 г.), который устанавливает нормативную базу для лицензирования и мониторинга проектов хранения и их долгосрочной ответственности. |

• Масштаб значителен: ожидается, что система КСЭ потенциально сможет изолировать около 15 млн т CO2, что позволит разблокировать существенные дополнительные запасы газа. | | Arthit CCS | Таиланд | Строится | 1 млн т/г | • Первый в Таиланде проект по улавливанию и хранению углерода (CCS), расположенный на газовом месторождении Arthit, оператором которого является PTTEP.

• Окончательное инвестиционное решение (FID) принято в сентябре 2025 г., начало эксплуатации ожидается в 2028 г.

• Признан флагманским проектом в рамках Плана действий Таиланда по определяемым на национальном уровне вкладам (ОНУВ) по смягчению последствий на 2021–2030 гг. | | Bonaparte CCS Project | Австралия | Пре-FEED | 10 млн т/г | • Совместное предприятие Bonaparte CCS (Inpex, TotalEnergies и Woodside) перешло к стадии пре-FEED после обширных оценочных мероприятий. Проект получил статус «крупного проекта» (Major Project Status) от правительства Австралии, став первой морской инициативой CCS, получившей такое признание.

• Ожидается, что проект обеспечит закачку CO2 примерно к 2030 г. с потенциальной мощностью более 10 млн т/г, выступая в качестве крупномасштабного многопользовательского хаба CCS, при этом совместное предприятие Ichthys LNG, как ожидается, станет якорным заказчиком. |

к 2030 году с потенциальной мощностью более 10 млн т/г, выполняя роль крупномасштабного многопользовательского хаба КСЭ, где совместное предприятие Ichthys LNG, как ожидается, станет якорным заказчиком. |

• Изучение возможностей CCUS на нефтегазовых месторождениях Sukowati и Jatibarang в Индонезии в сотрудничестве с японскими компаниями.

• Расширение задач по хранению в рамках КСЭ для Японии, включая использование газового месторождения Kasawari в качестве места хранения. |

Среднесрочный прогноз для газов с низким уровнем выбросов

Ожидается, что к 2030 году поставки газов с низким уровнем выбросов увеличатся в два с половиной раза…

Газы с низким уровнем выбросов (включая биометан, водород с низким уровнем выбросов и е-метан⁸) могут сыграть решающую роль в декарбонизации цепочек поставок газа и энергетической системы в целом. Признавая их растущую значимость, Международное энергетическое агентство разработало Рабочую программу по газам с низким уровнем выбросов для тщательного отслеживания рыночных тенденций в этой сфере и содействия диалогу между новыми производителями и потребителями. В данном отчете представлен среднесрочный прогноз для газов с низким уровнем выбросов.

Ожидается, что внедрение газов с низким уровнем выбросов в среднесрочной перспективе продолжится высокими темпами. Согласно текущему прогнозу, к 2030 году объем поставок этих газов увеличится в два с половиной раза, что в абсолютном выражении означает рост более чем на 20 млрд куб. м в эквиваленте. Несмотря на этот впечатляющий рост, влияние газов с низким уровнем выбросов на общий глобальный баланс останется ограниченным: ожидается, что на их долю будет приходиться менее 1% мировых поставок газообразного топлива. Предполагается, что Европа и Северная Америка станут драйверами расширения и обеспечат около 70% общего роста. Развитие газов с низким уровнем выбросов на этих рынках опирается на широкий спектр политических мер, все более сложные схемы субсидирования и хорошо развитые взаимосвязанные газовые сети. Помимо Европы и Северной Америки, ряд развивающихся производителей газов с низким уровнем выбросов, включая Бразилию, Китай и Индию, как ожидается, увеличат свои объемы производства в среднесрочной перспективе.

Прогнозируется, что производство биометана более чем удвоится в период с 2024 по 2030 год (рост на 11 млрд куб. м в абсолютном выражении) и обеспечит более 50% общего прироста газов с низким уровнем выбросов за этот период. Европа и Северная Америка останутся ключевыми драйверами этого роста, на их долю придется более 85% прироста поставок биометана. Кроме того, ожидается, что Бразилия и Индия станут быстрорастущими производителями биометана в среднесрочной перспективе благодаря новым мерам политики, принятым в последние годы.

Прогнозируется, что производство водорода с низким уровнем выбросов будет расти в среднем на 33% в год в период с 2024 по 2030 год, что к 2030 году обеспечит более 10 млрд куб. м прироста поставок в эквиваленте. Как и в случае с биометаном, ожидается, что Европа и Северная Америка станут лидерами этого роста, обеспечив более половины общего прироста поставок водорода с низким уровнем выбросов. Китай также выступает в качестве ключевого производителя, обеспечивая 34% прироста поставок. Напротив, е-метан с трудом набирает обороты в течение прогнозного периода, что требует концентрации усилий со стороны новых производителей и потребителей для создания жизнеспособных цепочек поставок и эффективных механизмов поддержки.

⁸ Е-метан относится к синтетическому метану, производимому из электролитического водорода. Определение синтетического метана с низким уровнем выбросов, используемое МЭА в своих отчетах для аналитических целей, предполагает, что любые затраты углерода, например, из CO₂, не связаны с ископаемым топливом или технологическими выбросами. Помимо этого определения, коммерческое предложение для углеродно-нейтрального е-метана может учитывать использование CO₂, уловленного на промышленных предприятиях или электростанциях и компенсированного через углеродные кредиты (аналогично коммерческим предложениям по углеродно-нейтральному СПГ).

Анализ и прогнозы рынка газа до 2030 года | СТРАНИЦА 109

…в первую очередь за счет биометана и водорода с низким уровнем выбросов

Ожидаемый рост производства газов с низким уровнем выбросов, 2024–2030 гг.

(График: 0–35 млрд куб. м) * 2024 г.

• 2030 г.
• Биометан * Водород с низким уровнем выбросов * Е-метан

Анализ и прогнозы рынка газа до 2030 года | СТРАНИЦА 110

Импульс развития биометана растет

Мировое производство биометана (или возобновляемого природного газа) почти утроилось в период с 2018 по 2024 год, во многом благодаря Европе и Северной Америке. Последние оценки показывают, что в 2024 году мировое производство биометана выросло более чем на 15%, достигнув примерно 10 млрд куб. м. Ожидается, что производство биометана более чем удвоится в период с 2024 по 2030 год, в первую очередь за счет проектов, реализуемых в Европе, Северной Америке, Бразилии и Индии.

Европа

Европа является крупнейшим в мире рынком биометана, на долю которого приходится около половины мирового производства. Производство биометана в регионе выросло более чем в два раза с 2018 года, достигнув примерно 5 млрд куб. м в 2024 году. Последние исследования показывают, что в Европе насчитывается около 1 700 действующих биометановых установок, и более 85% из них имеют возможность закачки газа в сеть — либо в газотранспортную систему, либо в распределительные сети. С точки зрения структуры сырья в ландшафте все больше доминируют сельскохозяйственные отходы, на которые приходится более 35% сырьевой смеси, за ними следуют энергетические культуры (30%) и органические отходы (24%).

В 2010-х годах в европейском производстве биометана доминировала Германия: к 2018 году объем производства биометана в стране достиг около 1 млрд куб. м. С 2018 года рост производства в Германии значительно замедлился на фоне перехода от льготных тарифов к другим механизмам стимулирования (таким как аукционы и требования к квотам на транспортное топливо). С 2018 года рост производства биометана в Европе обеспечивался в основном Данией и Францией, на долю которых в совокупности пришлось 55% прироста поставок биометана в период 2018–2024 годов. Щедрые льготные тарифы и нормативные акты, облегчающие закачку в сеть, способствовали этому быстрому масштабированию.

Рост был особенно сильным во Франции, где производство биометана росло в среднем на 55% в год в период 2018–2024 годов, превысив 1 млрд куб. м. За первые три квартала 2025 года производство биометана во Франции выросло более чем на 15% г/г, что позволяет ей стать крупнейшим производителем в Европе. В Дании производство биометана почти учетверилось за период 2018–2024 годов, достигнув чуть более 0,8 млрд куб. м. Первые данные указывают на то, что производство биометана выросло на 5% г/г в первом–третьем кварталах 2025 года. В этот период биометан обеспечил почти 44% спроса на газ в Дании.

Инвестиционный импульс в секторе биометана нарастает. Согласно отчету European Biogas Association «Biomethane Investment Outlook», игроки отрасли обязались инвестировать в биометан более 25 млрд евро до 2030 года. Это может привести к созданию дополнительных 6,5 млрд куб. м/год мощностей по производству биометана к концу десятилетия. Прогнозируется, что производство биометана в Европе будет расти в среднем более чем на 10% в год в течение прогнозного периода и достигнет 10 млрд куб. м к 2030 году, хотя этого далеко не достаточно, чтобы вывести Европейский союз на путь достижения его необязательной цели в 35 млрд куб. м/год производства биометана к 2030 году.

Анализ и прогнозы рынка газа до 2030 года | СТРАНИЦА 111

Соединенные Штаты

Производство возобновляемого природного газа в Соединенных Штатах выросло в четыре раза с 2018 года, и в 2019 году страна стала крупнейшим в мире производителем биометана. Последние данные указывают на то, что производство биометана выросло примерно на 20% за первые восемь месяцев 2025 года и, как ожидается, достигнет более 4 млрд куб. м за полный год. По состоянию на июнь 2025 года в Соединенных Штатах насчитывалось более 410 действующих биометановых установок. Столь быстрое расширение в значительной степени поддерживается транспортным сектором, где использование биометана более чем удвоилось в период 2018–2023 годов, прежде всего благодаря стандартам чистого топлива. В 2023 году возобновляемый природный газ обеспечил почти 80% всего дорожного топлива, используемого в транспортных средствах на природном газе (по сравнению с 53% в 2018 году). В свою очередь, на транспортный сектор приходится почти 90% общего потребления биометана в США. В структуре сырья по-прежнему преобладают твердые бытовые отходы, составляющие 69% сырьевой смеси, за которыми следуют сельскохозяйственные и пищевые отходы (27%) и сточные воды (4%).

В данном прогнозе ожидается, что производство биометана в Соединенных Штатах к 2030 году более чем удвоится по сравнению с 2024 годом. По состоянию на июнь 2025 года в Северной Америке строилось более 150 биометановых заводов, большинство из которых расположены в США. Закон One Big Beautiful Bill продлил действие налогового кредита на производство чистого топлива (раздел 45Z), перенеся дату окончания его действия с 31 декабря 2027 года на 31 декабря 2029 года. Ожидается, что налоговый кредит сыграет решающую роль в направлении инвестиций в низкоуглеродное топливо, включая биометан.

Ожидается, что транспортный сектор останется наиболее важным драйвером роста потребления биометана, чему будут способствовать стандарты экологически чистого топлива.

Бразилия

Учитывая огромный сельскохозяйственный сектор Бразилии, страна обладает значительным потенциалом производства биогаза и биометана. МЭА оценивает совокупный потенциал биогаза и биометана в стране примерно в 125 млрд куб. м/год — это самый высокий показатель в мире. Мощности по производству биогаза в Бразилии росли в среднем на 19% в год в период с 2018 по 2024 год. В 2024 году в Бразилии эксплуатировалось более 1 600 биогазовых установок общей установленной мощностью 4,7 млрд куб. м. Около 60% произведенного биогаза использовалось для выработки электроэнергии, и около 37% было обогащено до биометана.

Согласно последним отраслевым данным, в Бразилии в настоящее время насчитывается 54 завода по производству биометана. По состоянию на июль 2025 года только 16 из них получили разрешение на производство и закачку биометана в газовую сеть страны (мощностью 0,36 млрд куб. м/год). Еще 36 биометановых заводов (мощностью около 0,5 млрд куб. м/год) находятся в процессе получения официального одобрения от Национального агентства нефти, природного газа и биотоплива (ANP).

Данный прогноз предполагает, что объем производства возобновляемого природного газа в Бразилии вырастет до чуть более 1 млрд куб. м/год к 2030 году при активной государственной поддержке, включая недавно принятый закон «Топливо будущего» (Fuel of the Future Law). Примечательно, что новое законодательство предписывает, что к 2034 году 10% природного газа, продаваемого в Бразилии, должно состоять из биометана, с постепенным увеличением доли, начиная с 1% в 2026 году.

Европа, Северная Америка и Бразилия обеспечат рост предложения биометана до 2030 года

Ожидания по производству водорода с низким уровнем выбросов к 2030 году снизились, но прогресс продолжается

Несмотря на более медленный прогресс в реализации проектов, чем ожидалось ранее, мировое производство водорода с низким уровнем выбросов сохраняет траекторию устойчивого роста и к 2030 году может увеличиться в диапазоне от пятикратного (на основе текущих проектов на продвинутой стадии) до пятидесятикратного (на основе текущих проектов на ранней стадии).

Согласно данным Базы данных проектов МЭА по производству водорода, которая отслеживает проекты на различных стадиях разработки и в разных регионах, совокупный пайплайн проектов (включая проекты на стадии технико-экономического обоснования) обладает потенциалом довести мировое производство водорода с низким уровнем выбросов примерно до 25 млн тонн (или 75 млрд куб. м экв.) к 2030 году. Хотя подавляющая часть текущего производства по-прежнему основана на ископаемом топливе, более 55% потенциального роста до 2030 года может быть обеспечено за счет электролиза воды, поскольку технологии продолжают совершенствоваться, а проекты все чаще сочетаются с выделенными источниками производства электроэнергии из ВИЭ.

Расширение пайплайна за счет включения проектов, находящихся на стадии концепции, увеличит производство в 2030 году примерно до 37 млн тонн (или более 110 млрд куб. м экв.), при этом на электролитический водород придется около 75% этого прироста. Это подчеркивает огромный потенциал данных технологий в указанный период, но также и степень неопределенности в отношении темпов их внедрения. В настоящее время подавляющее большинство анонсированных проектов по производству водорода с низким уровнем выбросов остаются на стадиях ТЭО или концепции, и менее 10% потенциального производства 2030 года приходится на проекты на продвинутых стадиях разработки (строящиеся или достигшие принятия окончательного инвестиционного решения — FID). Если учитывать только те проекты, которые уже эксплуатируются или находятся на продвинутой стадии разработки, объем производства водорода с низким уровнем выбросов вырастет более чем в пять раз по сравнению с уровнем 2024 года, достигнув лишь около 4,2 млн тонн (или 12,5 млрд куб. м экв.) к 2030 году.

Северная Америка, Европа и Китай будут доминировать в производстве водорода с низким уровнем выбросов к 2030 году, обеспечивая около 87% объема производства от действующих и находящихся на продвинутой стадии проектов. Ожидается, что Северная Америка внесет наибольший вклад (35% прироста производства), что почти полностью обусловлено установками на основе ископаемого топлива в сочетании с технологиями улавливания, использования и хранения углерода (CCUS), что связано с обширной и относительно недорогой ресурсной базой природного газа. Технологическое разделение более разнообразно в Европе (18% прироста производства), где на электролизные проекты приходится около 60% роста производства. Наконец, в Китае (34% прироста производства) практически весь рост будет обеспечен за счет электролиза.

В глобальном масштабе производство водорода с низким уровнем выбросов, вероятно, останется смещенным в сторону технологий на основе ископаемого топлива в среднесрочной перспективе, хотя более быстрый рост производства электролитического водорода должен сократить долю ископаемого топлива с 85% в 2024 году до примерно 50% в 2030 году. Поскольку на технологии электролиза приходится львиная доля проектов ранней стадии (ТЭО и концепция), более быстрый, чем ожидалось, прогресс по этим проектам может привести к более высокому росту производства водорода с низким уровнем выбросов на основе электроэнергии.

Большинство проектов по производству водорода с низким уровнем выбросов остаются на ранних стадиях разработки

Ожидаемое производство водорода с низким уровнем выбросов по регионам и рынкам, 2030 г. (зрелые проекты)

• Северная Америка: 35% * Китай: 34% * Европа: 18% * Прочие: 13%

Э-метан продолжает набирать популярность в Японии и Финляндии

Э-метан производится путем соединения водорода с низким уровнем выбросов с углеродными ресурсами и может сыграть важную роль в декарбонизации газовых сетей без необходимости их модернизации. Поскольку э-метан взаимозаменяем с природным газом, его легко закачивать и смешивать в существующей газовой инфраструктуре. Переход с природного газа на э-метан может быть осуществлен беспрепятственно при сохранении безопасности газоснабжения. Поскольку Соединенные Штаты, Австралия и Европа изучают способы производства э-метана, это может способствовать расширению мировой торговли газами с низким уровнем выбросов.

Япония применяет активный подход к раннему внедрению э-метана в рамках своей более широкой стратегии декарбонизации. В июле 2025 года правительство Японии пересмотрело правила применения Закона о газовом бизнесе. Согласно этой поправке, три крупнейших поставщика городского газа в Японии — Tokyo Gas, Osaka Gas и Toho Gas — теперь обязаны обеспечить, чтобы не менее 1% их поставок городского газа производилось из э-метана или биометана к 2030 году. В дополнение к этому обязательному требованию была установлена необязательная цель, стремящаяся к тому, чтобы 5% от общего объема поставок газа составляли эти низкоуглеродные газы к 2030 году.

Это законодательное изменение соответствует долгосрочным целям декарбонизации японских поставщиков городского газа, которые обязались заменить 50–90% своих поставок э-метаном или биометаном к 2050 году. Учитывая высокую стоимость э-метана, пересмотренный закон прямо разрешает использование биогаза в качестве альтернативы для выполнения нормативных и добровольных целевых показателей. Кроме того, для поддержки внедрения э-метана поправка позволяет включать часть затрат на закупку э-метана в базу затрат для тарифов на транспортировку и распределение. Это изменение направлено на облегчение финансового бремени для поставщиков газа и содействие интеграции более чистых источников энергии в инфраструктуру городского газа.

В Финляндии установлены еще более амбициозные цели. Начиная с 2028 года, страна стремится заменить 1,5% своих поставок газа синтетическим топливом, увеличив эту долю до 4% к 2030 году. Эти цели превышают требование Директивы ЕС по возобновляемым источникам энергии III (RED III) в размере 1% к 2030 году. Для достижения этой цели в июне 2025 года бельгийская девелоперская компания Tree Energy Solutions и финская компания ветроэнергетики CPC объявили о планах разработки проекта в порту Раума, Финляндия. В рамках проекта будет задействован электролизер мощностью 500 МВт для производства э-метана. Установка...

...Ожидается, что установка будет производить около 60 000 тонн возобновляемого водорода ежегодно, который будет объединяться с биогенным углекислым газом для производства более 125 000 тонн синтетического природного газа в год. По данным Tree Energy Solutions, часть производимого синтетического природного газа будет сжижаться и транспортироваться. Начало стадии pre-FEED (предпроектные исследования) запланировано на 2026 год, а принятие FID ожидается в 2028 году.

Большинство проектов по производству э-метана остаются на стадии до принятия FID.

Ключевые глобальные проекты по производству э-метана

Приложение

Сводная таблица

Мировое внутреннее потребление природного газа по регионам и ключевым странам, базовый сценарий прогноза спроса, млрд куб. м

Мировое внутреннее потребление природного газа по регионам и ключевым странам, оптимистичный (высокий) сценарий спроса, млрд куб. м

Региональные и страновые группы

Африка — Алжир, Ангола, Бенин, Ботсвана, Камерун, Конго, Демократическая Республика Конго, Кот-д’Ивуар, Египет, Эритрея, Эфиопия, Габон, Гана, Кения, Ливия, Марокко, Мозамбик, Намибия, Нигерия, Сенегал, Южная Африка, Судан, Объединенная Республика Танзания, Того, Тунис, Замбия, Зимбабве и другие страны и территории. (1)

Азиатско-Тихоокеанский регион — Австралия, Бангладеш, Бруней-Даруссалам, Камбоджа, Китайский Тайбэй, Индия, Индонезия, Япония, Корея, Корейская Народно-Демократическая Республика, Малайзия, Монголия, Мьянма, Непал, Новая Зеландия, Пакистан, Китайская Народная Республика (2), Филиппины, Сингапур, Шри-Ланка, Таиланд, Вьетнам и другие страны и территории. (3)

Центральная и Южная Америка — Аргентина, Боливия, Бразилия, Чили, Колумбия, Коста-Рика, Куба, Доминиканская Республика, Эквадор, Сальвадор, Гватемала, Гаити, Гондурас, Ямайка, Нидерландские Антильские острова, Никарагуа, Панама, Парагвай, Перу, Тринидад и Тобаго, Уругвай, Венесуэла и другие страны и территории. (4)

Евразия — Армения, Азербайджан, Грузия, Казахстан, Киргизия, Российская Федерация, Таджикистан, Туркменистан и Узбекистан.

Европа — Албания, Австрия, Беларусь, Бельгия, Босния и Герцеговина, Болгария, Хорватия, Кипр (5, 6), Чешская Республика, Дания, Эстония, Финляндия, Бывшая Югославская Республика Македония, Франция, Германия, Гибралтар, Греция, Венгрия, Исландия, Ирландия, Италия, Косово (7), Латвия, Литва, Люксембург, Мальта, Республика Молдова, Черногория, Нидерланды, Норвегия, Польша, Португалия, Румыния, Сербия, Словацкая Республика, Словения, Испания, Швеция, Швейцария, Турецкая Республика, Украина и Великобритания.

Европейский союз — Австрия, Бельгия, Болгария, Хорватия, Кипр (5, 6), Чешская Республика, Дания, Эстония, Финляндия, Франция, Германия, Греция, Венгрия, Ирландия, Италия, Латвия, Литва, Люксембург, Мальта, Нидерланды, Польша, Португалия, Румыния, Словацкая Республика, Словения, Испания и Швеция.

Ближний Восток — Бахрейн, Исламская Республика Иран, Ирак, Израиль (8), Иордания, Кувейт, Ливан, Оман, Катар, Саудовская Аравия, Сирийская Арабская Республика, Объединенные Арабские Эмираты и Йемен.

Северная Африка — Алжир, Египет, Ливия, Марокко и Тунис.

Северная Америка — Канада, Мексика и Соединенные Штаты Америки.

1. Индивидуальные данные отсутствуют и оцениваются в совокупности для: Буркина-Фасо, Бурунди, Кабо-Верде, Центральноафриканской Республики, Чада, Коморских островов, Джибути, Экваториальной Гвинеи, Гамбии, Гвинеи, Гвинеи-Бисау, Лесото, Либерии, Мадагаскара, Малави, Мали, Мавритании, Маврикия, Нигера, Реюньона, Руанды, Сан-Томе и Принсипи, Сейшельских островов, Сьерра-Леоне, Сомали, Свазиленда и Уганды.
2. Включая Гонконг.
3. Индивидуальные данные отсутствуют и оцениваются в совокупности для: Афганистана, Бутана, островов Кука, Фиджи, Французской Полинезии, Кирибати, Лаосской Народно-Демократической Республики, Макао (Китай), Мальдивских островов, Новой Каледонии, Палау, Папуа — Новой Гвинеи, Самоа, Соломоновых островов, Тимора-Лешти, Тонга и Вануату.
4. Индивидуальные данные отсутствуют и оцениваются в совокупности для: Антигуа и Барбуды, Арубы, Багамских островов, Барбадоса, Белиза, Бермудских островов, Британских Виргинских островов, Каймановых островов, Доминики, Фолклендских (Мальвинских) островов, Французской Гвианы, Гренады, Гваделупы, Гайаны, Мартиники, Монтсеррата, Сент-Китс и Невис, Сент-Люсии, Сент-Винсент и Гренадины, Суринама и островов Теркс и Кайкос.
5. Примечание Турецкой Республики: информация в настоящем документе со ссылкой на «Кипр» относится к южной части острова. На острове нет единого органа, представляющего как турецких, так и греческих киприотов.

...Кирибати, Лаосской Народно-Демократической Республики, Макао (Китай), Мальдивских островов, Новой Каледонии, Палау, Папуа — Новой Гвинеи, Самоа, Соломоновых островов, Тимора-Лешти, Тонга и Вануату. 4. Индивидуальные данные отсутствуют и оцениваются в совокупности для: Антигуа и Барбуды, Арубы, Багамских островов, Барбадоса, Белиза, Бермудских островов, Британских Виргинских островов, Каймановых островов, Доминики, Фолклендских (Мальвинских) островов, Французской Гвианы, Гренады, Гваделупы, Гайаны, Мартиники, Монтсеррата, Сент-Китс и Невис, Сент-Люсии, Сент-Винсент и Гренадины, Суринама и островов Теркс и Кайкос. 5. Примечание Турецкой Республики: Информация в настоящем документе со ссылкой на «Кипр» относится к южной части острова. На острове нет единого органа, представляющего как турецких, так и греческих киприотов. Турецкая Республика признает Турецкую Республику Северного Кипра (ТРСК). До тех пор, пока не будет найдено прочное и справедливое решение в контексте Организации Объединенных Наций, Турецкая Республика будет сохранять свою позицию по «кипрскому вопросу». 6. Примечание всех государств — членов ОЭСР, являющихся членами Европейского союза, и Европейского союза: Республика Кипр признана всеми членами Организации Объединенных Наций, за исключением Турции. Информация в настоящем документе относится к территории, находящейся под эффективным контролем правительства Республики Кипр. 7. Данное обозначение не наносит ущерба позициям по статусу и соответствует резолюции 1244/99 Совета Безопасности ООН и Консультативному заключению Международного суда по декларации независимости Косово. 8. Статистические данные по Израилю предоставлены соответствующими израильскими властями и находятся под их ответственностью. Использование таких данных ОЭСР и/или МЭА не наносит ущерба статусу Голанских высот, Восточного Иерусалима и израильских поселений на Западном берегу реки Иордан в соответствии с нормами международного права. МЭА. CC BY 4.0.

Газ 2025: Анализ и прогнозы до 2030 года | Стр. 121

Сокращения и акронимы

МЭА. CC BY 4.0.

Газ 2025: Анализ и прогнозы до 2030 года | Стр. 122

Единицы измерения

МЭА. CC BY 4.0.

Газ 2025: Анализ и прогнозы до 2030 года | Стр. 123

Благодарности, участники и авторские права

Настоящее издание подготовлено Отделом рынков газа, угля и электроэнергии (GCP) Международного энергетического агентства (МЭА). Разработка и руководство отчетом осуществлялись Гергеем Мольнаром. Акош Лос руководил работой по моделированию, лежащей в основе среднесрочного прогноза, совместно с Кариной Гвеннап и Фредериком Риттером. Основными авторами являются Кароль Этьен, Карина Гвеннап, Ю Кавасаки, Акош Лос, Гергей Мольнар, Фредерик Риттер и Филипп Роуз.

Кейсуке Садамори, директор Директората энергетических рынков и безопасности (EMS) МЭА, и Деннис Хесселинг, руководитель Отдела рынков газа, угля и электроэнергии, обеспечивали экспертное руководство и консультирование. Отчет был рецензирован высшим руководством, включая Лауру Коцци, директора по устойчивому развитию, технологиям и прогнозам, и Тима Гулда, главного экономиста по энергетике.

Отчет подготовлен при тесном сотрудничестве команд GCP и World Energy Outlook.

Ана Алькальде Басконес консультировала по вопросам биометана. Хосе Мигель Бермудес Менендес и Хериб Бланко консультировали по вопросам водорода с низким уровнем выбросов.

Эрен Чам обеспечивал поддержку и руководство по вопросам развития рынка электроэнергии и газовой генерации.

Карлос Фернандес Альварес, Тецуя Мизуно и Ютака Сиракава оказывали поддержку в процессе подготовки текста.

Основополагающее значение для отчета имели своевременные и всеобъемлющие данные Центра энергетических данных.

Отдел коммуникаций и цифровых технологий (CDO) МЭА обеспечил поддержку производства и запуска. Особая благодарность Джетро Маллену и его команде: Поэли Бохоркес, Астрид Дюмон, Грейс Гордон, Джулии Хоровиц, Оливеру Джою, Кларе Валлуа и Люсиль Уолл.

Редактирование отчета выполнил Джастин Френч-Брукс.

Подготовка отчета стала возможной благодаря содействию компании Tokyo Gas.

Физические лица и организации, внесшие вклад в подготовку настоящего отчета, не несут ответственности за содержащиеся в нем мнения или суждения. Ответственность за любые ошибки или упущения несет исключительно МЭА.

С вопросами и комментариями обращайтесь в отдел GCP (gcp@iea.org) или к Гергею Мольнару (Gergely.Molnar@iea.org). МЭА. CC BY 4.0.

Международное энергетическое агентство (МЭА)

Данная работа отражает взгляды Секретариата МЭА, но не обязательно отражает взгляды отдельных стран — членов МЭА или любого конкретного спонсора или партнера. Работа не является профессиональной консультацией по какому-либо конкретному вопросу или ситуации. МЭА не делает никаких заявлений и не дает никаких гарантий, явных или подразумеваемых, в отношении содержания работы (включая ее полноту или точность) и не несет ответственности за любое использование или использование работы в качестве основы для принятия решений.

В соответствии с Уведомлением МЭА для контента, лицензируемого по лицензии CC, данная работа лицензирована в соответствии с международной лицензией Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Если не указано иное, все материалы, представленные на рисунках и в таблицах, получены на основе данных и анализа МЭА.

Публикации МЭА Сайт Международного энергетического агентства: www.iea.org Контактная информация: www.iea.org/contact

Набрано во Франции сотрудниками МЭА — октябрь 2024 года Дизайн обложки: МЭА Фото: © Shutterstock