Какие перспективы у FLNG-проектов в мире и в России

В мире по состоянию на 2026 год действует менее 10 плавучих заводов по сжижению природного газа (FLNG): Prelude FLNG, Coral Sul FLNG, Tango FLNG, PFLNG Dua, PFLNG Satu, FLNG Hilli Episeyo, FLNG Gimi. На стадии строительства или окончательного инвестиционного решения находятся еще несколько - Coral North FLNG, Abadi FLNG Phase 2. Несмотря на то что технология существует с 2010-х годов, проекты остаются крайне редкими из-за высокой стоимости и сложной технической реализации.

Почему решение не стало массовым, есть ли более дешевые альтернативы корейским мегапроектам и актуальны ли FLNG для России, изучило Агентство нефтегазовой информации.

Сложный в реализации

Плавучие заводы по сжижению природного газа (FLNG) - одно из самых амбициозных и капиталоемких направлений в мировой газовой индустрии. Эти мегасуда способны добывать газ на глубоководном шельфе и сжижать его на месте - так удается обойтись без дорогостоящей трубопроводной инфраструктуры и береговых терминалов. Идея изначально выглядела перспективной, но на практике проекты столкнулись с техническими и логистическими сложностями, перерасходом бюджета и трудностями выхода на полную проектную мощность.

«FLNG - это плотная интеграция сразу нескольких критически сложных систем в одном корпусе. Нужно одновременно принять сырьевой газ, очистить его от примесей, осушить, охладить и перевести в сжиженное состояние, хранить при температуре около -162 °C и безопасно отгружать на газовозы на воде», - объясняет технический эксперт Минтранса РФ, руководитель группы компаний «ЭСТЛС» Дмитрий Ивлиев.

По его словам, все это должно работать в условиях качки, ветра, ограничений по массе и площади, а также удаленности от берега.

«На суше многие проблемы решаются за счет площади: опасные зоны можно развести, резервировать оборудование проще, ремонтная логистика доступнее. На FLNG это почти невозможно, - говорит эксперт. – Главная сложность - плотная интеграция множества систем на ограниченной площади: любая ошибка в компоновке влияет на вес, безопасность и удобство обслуживания».

Критичным он считает сочетание криогеники с морской средой: риски криогенных проливов, испарения, динамических нагрузок на шланги и рукава, а также sloshing (ударного плескания жидкости в резервуарах).

Осложняют проектирование требования к морской живучести и сроку службы: крупный FLNG должен десятилетиями работать на одном месторождении.

Так, Prelude FLNG (первый в мире такой проект, эксплуатируется у западного побережья Австралии) создавался как установка, способная оставаться на месторождении около 25 лет. При этом в отрасли этот плавучий завод считают частичным провалом: бюджет вырос с $12,6 млрд до более чем $20 млрд, запуск задержался (планировался на 2017 год, фактически состоялся в 2018–2019 годах), загрузка редко превышает 60% от проектной, случались поломки и пожары, из‑за которых завод выводился из строя на месяцы.

«Крупный FLNG - это почти всегда мегапроект на 5-8 лет: от окончательного инвестиционного решения или крупного EPC-контракта до первого газа или первого коммерческого груза», - отметил эксперт.

Помимо Prelude, есть и другие мегапроекты, например Coral South FLNG в Мозамбике: сроки реализации составили примерно 5 лет, а оценки бюджета разнятся - ExxonMobil называл $8 млрд, отдельные базы проектного финансирования - до $10,5 млрд. Golar Gimi и Cameron LNG (наземный, но с морскими элементами) также отклонялись от планов по срокам.

Причины подобных отклонений почти всегда системные, считает эксперт. Каждый крупный FLNG остается частично прототипом - у них нет серийности. К тому же готовность корпуса на верфи не означает близость завершения: нужно еще подготовить подводные скважины, швартовку, подключение стояков, интеграцию модулей и offshore commissioning (комплекс работ по вводу в эксплуатацию морских объектов). На сроки и бюджет влияют жесткая связка технологии и морской среды, размытость рамок бюджета, а также чувствительность к внешним шокам - сбоям в цепочке поставок, дефициту верфей, смене подрядчиков, ужесточению регуляторики и колебаниям рынка газа.

Кто строит и как удешевляют проекты

Сегодня основными исполнителями таких проектов остаются южнокорейские верфи: Samsung Heavy Industries (SHI), Hyundai Heavy Industries (HHI, сейчас HD Hyundai) и Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME, сейчас Hanwha Ocean). Именно они построили действующие крупнотоннажные FLNG с нуля (Prelude, Coral Sul, PFLNG Dua, Gimi). Их преимущество - опыт работы с LNG-танкерами и мощности для модульной сборки.

Активно выходят на рынок и китайские верфи (Cosco, Hudong‑Zhonghua, CIMC Raffles), которые в основном занимаются переоборудованием старых судов под FLNG - это дешевле и проще.

«Амбиции Китая стать „дешевой альтернативой“ для FLNG реалистичны лишь частично. КНР уже доказала, что способна быть более быстрой производственной базой для FLNG-проектов. Пример -Nguya FLNG для Eni Congo LNG, который строился на верфи КНР Wison. Компания заявляла, что объект был доведен от выдачи контракта до спуска на воду за 33 месяца - для FLNG это действительно очень быстро. Кроме того, в 2024 году Golar LNG подписала с CIMC Raffles EPC-контракт на конверсию Fuji LNG в FLNG: общий бюджет - примерно $2,2 млрд, поставка - в четвертом квартале 2027 года. Это говорит о том, что китайские верфи воспринимаются рынком как реальная площадка для крупных FLNG-заказов», - сказал Дмитрий Ивлиев.

Среди сильных сторон китайских компаний эксперт отмечает скорость изготовления, интеграцию крупных offshore-объектов, модульность, а также строительство корпусов и морских конструкций. В частности, Wison продвигает идею стандартизированных FLNG-платформ с типовыми мощностями: это позволяет сократить сроки и снизить стоимость за счет серийности.

«В этом смысле Китай действительно движется к роли fast-track и lower-cost подрядчика (сжимающего сроки и снижающего расходы), особенно для средних и относительно компактных FLNG-проектов в Азии и Африке, - считает эксперт. - Но до полного технологического паритета с корейскими и западными решениями Китаю пока далеко. Основное ограничение - технологии сжижения, криогенное оборудование, часть высоконагруженных турбомашин, системы управления и накопленный эксплуатационный опыт. Даже в проектах внутри Китая ключевые технологии и оборудование для линий сжижения по-прежнему поставляют крупные международные игроки».

При этом главным и фактически безальтернативным лидером в премиум-сегменте FLNG остается Южная Корея, прежде всего SHI. По состоянию на середину 2026 года компания заявляет, что получила 7 из 11 заказов на FLNG, по которым участвовала в конкурсе, и оценивает свою долю рынка примерно в 64%.

По словам Дмитрия Ивлиева, SHI усиливает производственную эффективность: в 2026 году запущено роботизированное производство трубных секций - это снижает сроки и повышает предсказуемость сборки сложных offshore-объектов. Индия - потенциальный долгосрочный игрок, но пока не имеет сопоставимого портфеля завершенных крупных проектов.

«Альтернативой классическим FLNG могут стать ускоренные модульные решения вроде Fast LNG - они позволяют быстрее выводить проекты в работу при меньших затратах (например, Fast LNG от New Fortress Energy), - добавил эксперт. - Часть заказчиков может выбрать такую более быструю и дешевую модульную схему. Поэтому на горизонте 5-10 лет конкуренция будет идти не только между верфями, но и между моделями развития: дорогой премиальный FLNG, более бюджетный серийный FLNG и ускоренные модульные решения типа Fast LNG».

Актуальность проектов для России

В усеченном виде плавучие СПГ-заводы есть в российской Арктике - в частности, так реализован проект «Арктик СПГ-2», отметил ведущий аналитик ФНЭБ, научный сотрудник Финансового университета при Правительстве РФ Игорь Юшков.

«Там использовано не полноценное судно для сжижения газа, а платформы, построенные в Мурманской области и отбуксированные к месту сжижения - на Гыданский полуостров, - сказал он. -Месторождение разбурено на берегу, подключена газовая труба, и к этой линии подходит танкер-газовоз для загрузки. Платформа не имеет двигателя и не считается судном, но ее можно транспортировать, когда месторождение истощится».

По мнению эксперта, такое решение оправдано для российских условий.

«На шельфе добывать сложнее, потому что нужен не просто плавучий СПГ-завод, а еще и в жестком ледовом исполнении, - добавляет он. - Все упирается в экономическую рентабельность. Сложно представить, что при нынешних ценах и их волатильности кто-то решится на такие инвестиции».

В качестве примера Игорь Юшков приводит замороженный проект Штокмановского газоконденсатного месторождения в Баренцевом море - он находится на стадии глубокой технологической ревизии. Месторождение расположено далеко от берега, но занимает второе место в мире по объему запасов газа, что делает его привлекательным, но пока нерентабельным при текущем уровне технологий.

Эксперт подчеркивает, что условия разработки шельфовых месторождений в Арктике различаются, поэтому универсальное решение по плавучему СПГ-комплексу для РФ невозможно.

«Не факт, что кто-то в России решится пойти по такому пути. Возможно, лучше разработать подводные автономные добычные блоки и добывать газ, обходя лед снизу, - добавляет Игорь Юшков. - На других, незамерзающих морях у нас нет крупных газовых месторождений. На Сахалине опробованы стандартные методы добычи с помощью платформ. Кроме того, сейчас в РФ даже сухопутные крупнотоннажные СПГ-заводы нельзя построить полностью самостоятельно. Малотоннажные и среднетоннажные - можем, крупнотоннажные - нет».

Поэтому, считает эксперт, России сначала нужно освоить более простые технологии, а затем переходить к строительству плавучих СПГ-заводов. На текущем этапе этот сегмент для РФ слишком рискован.

Автор: Патриция Новикова

Источник: Агентство нефтегазовой информации, 08.07.2026