Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

221

Таблица 3.19

Импортные терминалы по приемке СПГ (действующие и проектируемые)

№№

п/п

Страна, наименование термина,

местоположение

Год пуска Компания-владелец

Мощность,

млрд м

/год

1 2 3 4 5

США

Действующие

1 Эверетт, шт. Массачусетс 1971 Tractebel 10,6

2 Лейк-Чарлз, шт. Луизиана 1981 Trankline (Soutern Union) 10,2

3 Эльба-Айленд, шт. Джорджия 2001 El Paso 10,2

Коув-Пойнт, шт. Мериленд Предполагаемые к

пуску

2003 Dominion 18,4

5 Энерджи Бридж (шельф) 2005 Excelerate Energy 5,1

6 Белмар, шт. Нью-Джерси (шельф) 2007+ Excelerate Energy Нет данных

7 Браунсвилл, шт. Техас 2007+ Cheniere Energy 15,3

Кабрильо Порт, шт. Калифорния (шельф)

2007+ ВНР Billiton 15,3

Порт Пингвин, шт. Калифорния (шельф)

2007+ Chevron Texaco Нет данных

10 Черри Пойнт, шт. Вашингтон 2007+ Cherry Point Energy 5,1

11 Корпус Кристи, шт Техас 2007+ Cheniere Energy 15,3

12 Корпус Кристи, шт. Техас 2007+ Exxon Mobil 10,2

13 Фрипорт, шт Техас 2007+ Cheniere Energy 15,3

14 Хэкберри, шт Луизиана 2007+ Sempra 15,3

15 Инглсайд, шт Техас 2007+ Occidental Petroleum Нет данных

16 Лейк-Чарлз, шт. Луизиана (расшир.) 2007+ Trunkline 6,1

17 Логан Тауншип, шт. Нью-Джерси 2007+ Crown Lauding (BP) 12,3

18 Лонг-Бич, шт. Калифорния 2007+ SES (Mitsubishi) 7,2

Лос-Анжелес Платформ Грэйс, шт.

Калифорния

2007+ Cristal Energy/Chevron 5,1

20 Луизиана, шельф 2007+ Gulf Lauding-Shell 10,2

21 Луизиана, шельф 2007+ McMoran Expl. 10,2

22 Мобайл Бей, шт. Алабама 2007+ Cheniere Energy 10,2

23 Компасе Порт, шт. Алабама (шельф) 2007+ Conoco Phillips Нет данных

24 Пирл Кроссинг, шт. Техас (шельф) 2007+ Exxon Mobil 10,2

25 Порт Артур, шт. Техас 2007+ Sempra 15,3

26 Провиденс, шт. Род-Айленд 2007+ Keyspan&BG 5,1

27 Порт Пеликан, шт Луизиана (шельф) 2007+ Chevron Texaco 16,4

28 Сабин Пасс, шт. Луизиана 2007+ Cheniere Energy 15,3

29 Сабин Пасс, шт. Луизиана 2007+ Exxon Mobil 15,3

30 Сабин, шт. Техас 2007+ Exxon Mobil 10,2

31 Сире Айленд, шт. Мэн 2007+ нет данных 10,2

Мексика

32 Альтамира 2007+ Shell 10,2

33 Берег Калифорнии (шельф) 2007+ Chevron Texaco 14,3

34 Коста Азуль 2008+ Sempra, Shell 10,2

35 Лазаро Карденас 2007+ Repsol YPF 5,1

Пуэрто Либердад (шельф Калифорнии)

2007+ Senora Pasific LNG 13,3

37 Розарито 2007+ El Paso/Phillips 8,2

Канада

38 Бэр Хэд, пров. Новая Шотландия 2007+ Anadarko Нет данных

39 Голдборо, пров. Новая Шотландия 2007+ Keltic Petrochemical 10,2

40 Килимат 2007+ Galveston Energy Нет данных

41 Нью-Брансуик 2006 Irving Oil, Texaco Нет данных

42 Принс Руперт, пров. Брит. Колумбия 2007+ West Pas Terminals Нет данных

43 Сент Лоренс, пров. Квебек 2009 Gaz Met, Enbridge,Gaz de France Нет данных

Багамские острова

44 Багамас Хай Рок 2007+ El Paso 10,2

45 Оушен Кей 2007+ AES Corp. 8,2

46 Гранд Багамас Айленд 2007+ Tractebel 8,2

Доминиканская республика

47 Андрее (действующий) Пуэрто-Рико 2003 AES Corp. 3,1

48 Пеньюэлас (действующий) 2000 Eco Electrics 1,0

222

№№

п/п

Страна, наименование термина,

местоположение

Год пуска Компания-владелец

Мощность,

млрд м

/год

1 2 3 4 5

Гондурас

49 Пуэрто Кортес 2007+ AES Corp. Нет данных

Бразилия

50 Суапето 2006 Petrobras 2,0

Голландия

51 Эмсхафен Нет данных NAM Нет данных

Великобритания

52 Айленд оф Грэйн 2005 Natural Grid Tranco 4,1

53 Милфорд Хейвен 2007 Petroplus 9,1

54 Милфорд Хейвен 2007 Exxon Mobil 10,2

Франция

55 Форсюр-Мэр (действующий) 1972 Gaz de France 8,1

56 Монтуар де Бретань (действующий) 1980 10,3

57 Фос-Гаваду 2007–2008 –»– 8,1

58 Фос-сюр-Мэр 2009 Exxon Mobil Нет данных

Испания

Барселона (действующий)

1968, 1974, 1980,

1996, 2005

Enagas 11,3

60 Уэльва (действующий)

1988, 1991, 1996,

2006

8,2

61 Картахена (действующий) 1989,2001, 2005 5,1

62 Бильбао (действующий) 2003 Bahia de Bizkaia Gas 4,0

63 Феррол 2006 Reganosa, Union Fenosa 3,0

64 Валенсия 2006 Union Fenosa, Iberdrola, Endeco 5,1

Португалия

65 Синеш (действующий) 2003 Transgas Atlantico 4,0

Бельгия

66 Зеебрюгге (действующий) 1987 Tractebel 12,2

Италия

67 Панигалья (действующий) 1969 SNAM 4,1

68 Шельф близ Ливорно 2006 Cross Energy, Golar LNG 3,0

69 Бриндизи 2007 BG,ENEL 4,1

70 Шельф близ Ровиго 2007 Edison, BP, Solvay 4,1

71 Муджиа (Фриули) Нет данных ENEL Нет данных

72 Корильяно Калабро (Калабрия) –»– Falck –»–

73 ДжиойаТаура (Калабрия) –»– GioiaTaura –»–

74 Сан-Фердинандо (Калабрия) –»– Falsk –»–

75 Таранто –»– ENEL –»–

76 Таранто –»– Gas Natural –»–

77 Триест –»– Gas Natural –»–

78 ВадоЛигуре –»– ENEL –»–

Греция

79 Ревитусса (действующий) Кипр 2000 DEPA 3,0

80 Вассилико 2009+ нет данных Нетданных

Турция

81 Мармара Эреглиси (действующий) 1992 Botas 6,2

82 Измир (действующий) 2003 Egegas 4,1

Индия

83 Дабхол Нет данных GE, Bechtel 3,0

84 Дахэй 2004,2007 Petronet LNG 14,3

85 Хазира 2004 Shell, Total 3,0

86 Мангалор 2005+ ONGC Нетданных

87 Кохи, Керала 2007+ Petronet LNG 3,0

88 Какинада 2008+ Indian Oil Corp. Нет данных

89 Джамнагар 2008+ Reliance 3,0

90 Место не определено 2008+ BG Нет данных

Тайвань

223

№№

п/п

Страна, наименование термина,

местоположение

Год пуска Компания-владелец

Мощность,

млрд м

/год

1 2 3 4 5

91 Юнг Ан (действующий) 1990 Chinese Petroleum Corp. (CPC) 10,2

92 Тайчунг (Северный Тайвань) 2009 4,1

Южная Корея

93 Пайонг Тэк (действующий) 1986,2004 Korea Gas Corp. 18,4

94 Инчхон (действующий) 1998,2004 –»– 30,7

95 Тонг Юнг (действующий) 2002,2004 –»– 8,2

96 Кван'ен 2005 Pohand Iron & Steel Co. 2,0

Китай

97 Шеньчжень (пров. Гуандун) 2006+ CNOOC, BP 7,2

98 Шанхай 2008+ CNOOC, Shanghai Energy 7.2

99 Фуджян 2007+ CNOOC 7.2

100 Нингбо 2008+ CNOOC 7.2

101 Циндао 2008+ Sinopec 8.3

Индонезия

102 Зап. Ява, Силегон 2007+ Pertamina 3.0

103 Вост. Ява 2007+ BP Mogas Нет данных

Филиппины

104 Лусон-Айленд Япония Нет данных Batangas Нет данных

105 Негиши (действующий) 1969 Tokyo Gas/TEPCO 18,4

106 Чита (действующий) 1978,1983, Toho Gas, 9,2

2001 Chubu Electric

107 Сенбоку 1 (действующий) 1972 Osaka Gas 3,1

108 Содегаура (действующий) 1973 Tokyo GasAEPCO 37,8

109 Сенбоку 2 (действующий) 1977 Osaka Gas, Kansai Electric,

Nippon Steel

17,4

110 Тобата (действующий) 1977 Kita Knyshu, Nippon Steel 9,3

111 Химеи (действующий) 1979 Osaka Gas 11,3

112 Хигаши-Огишима (действующий) 1984 Tokyo Electric 20,5

113 Хигаши-Ниигата (действующий) 1984 Nohonkay LNG Co., Tohoku

Electric

23,5

114 Химеи II (действующий) 1984 Osaka Gas/ Kansai Electric 5,1

115 Футсу (действующий) 1985,2004 TEPCO 21,5

116 Йоккаити (действующий) 1987,1991 Chubu Electric/ Toho Gas 13,3

117 Оита (действующий) 1990 Oita LNG 7,2

118 Фукуока (действующий) 1993 Seibu Gas 1,0

119 Хатсукаити (действующий) 1996 Hirosima Gas Нет данных

120 Кагошима (действующий) 1996 Ninon Gas –»–

121 Кавагое (действующий) 1997 Chubu Electric 10,2

122 Содеши (действующий) 1997 ShizuokaGas 9,1

123 Огисима (действующий) 1998 TEPCO 7,2

124 Шин-Минаго (действующий) 1998 Sendai Gas 11,2

125 Янаи (действующий) 1990 Chugku Electric 3,0

Объем современных припортовых хранилищ планируется таким образом, чтобы они

могли одновременно содержать груз не менее двух криогенных танкеров. Последние, как

правило, перевозят в среднем по 135 тыс.м

СПГ, а в будущем их грузоподъемность

возрастет еще в два–три раза. Необходимость соблюдения графика работы дорогостоящих

криогенных хранилищ способствует внедрению системы поставочных контрактов, в рамках

которых сжиженный газ поставляется оптовым потребителям по точному расписанию с

оговоренным объемом ежесуточной отгрузки. Обычно СПГ находится в припортовых

хранилищах от нескольких дней до одного–двух месяцев.

Значительный интерес предпринимателей вызывают планы строительства не только

наземных, но и морских разгрузочных терминалов для переработки СПГ, размещаемых на

платформах вдали от берега. Компании Chevron Texaco и EI Paso разработали проекты таких

сооружений, которые должны быть более экономинными, чем традиционные, из-за

224

отсутствия затрат на покупку или аренду земельных площадей. Находящийся в стадии

лицензирования проект Chevron Texасо предполагает строительство перерабатывающего

терминала в 60 милях от побережья штата Луизиана в Мексиканском заливе. Регазификация

СПГ будет осуществляться непосредственно на платформах в море, где также планируется

разместить транзитные хранилища. А с побережьем платформа будет соединяться

подводными газопроводами. Строительство терминала планируется завершить в 2007 г.

Компания El Paso Global LNG разработала другую систему, которая предполагает

регазификацию СПГ непосредственно на криогенных танкерах, которые во время стоянки на

рейде должны перекачивать груз на сушу через подводный газопровод. В 2002 г. компания

объявила о намерении построить такую систему вместо первоначально планировавшихся

шести традиционных морских терминалов наземного типа. При этом для снижения затрат

будут использоваться уже существующие морские подводные трубопроводы. Первый

плавучий газовый терминал такого типа должен был вступить в эксплуатацию к концу 2005

г. [169].

Более детального рассмотрения требует ситуация со строительством новых терминалов

в США. Безусловно, некоторые из указанных в табл. 3.19 американских терминалов не будут

построены (по разным причинам), но если бы все они состоялись, то их мощность составила

бы больше двух третей потребления природного газа в США.

Ситуация с обеспечением СПГ разных регионов США различна. В частности, на

западном побережье США терминалы станут сдерживающим фактором роста потребления

СПГ. При намечающемся объеме потребления природного газа в Калифорнии в объеме 85

млрд м

/год, наиболее вероятным является вариант создания двух–трех терминалов с

суммарной мощностью 20–27 млрд м

. Не стоит забывать, что именно в Калифорнии

наиболее сильны протесты против строительства терминалов по приемке СПГ.

Импорт СПГ на восточное побережье США и в район побережья Мексиканского залива

может быть ограничен объемом поставок, нежели мощностью терминалов. При поставках по

контрактам объемы СПГ и пункты его приемки обозначены, однако при увеличении

спотовых поставок возникают определенные возможности роста гибкости поставок. Из-за

разницы цен в различных регионах мира СПГ может быть поставлен не в США, а, например,

в Испанию, где в этот момент цены окажутся более высокими.

Оценка мнений общественности относительно строительства терминалов по приемке

СПГ проведена экспертами консалтинговой компании PFC Energy (Вашингтон, округ

Колумбия, США) Сарой Баначек и Францем Тракслером [171].

В отношение проектов терминалов, намечаемых к строительству в штате Калифорния,

мнения общественности выглядят следующим образом (табл. 3.20). В Калифорнии

сложилась наиболее жесткая оппозиция строительству терминалов по приемке СПГ.

Таблица 3.20

Мнение общественности в отношении объявленных проектов создания газовых терминалов в штате

Калифорнии [171]

Степень оппозиции Терминал

Компания,

осуществляющая проект

Проекты поддержаны на законодательном уровне Нет данных Нет данных

Средняя Нет данных Нет данных

Сильная

Лонг Бич

Южнокалифонийский шельф

Шельф

Mitsubishi SEC

Cristal Energy

ВНР Billiton

Проект отклонен

Гумбольт Бэй

Мэйр Айленд

Шельф

Calpine Corp.

Нет данных

Samoa Point LMG

Мнение оппозиции не определено Шельф Северной Калифорнии Chevron Texaco

Также, как и в Калифорнии, сильна оппозиция строительству терминалов для приемки

СПГ на восточном побережье, особенно в регионе Новой Англии (табл. 3.21).

225

Таблица 3.21

Мнение общественности в отношении анонсированных проектов терминалов на восточном побережье США

[171]

Степень оппозиции Терминал Компания

Проект поддержан Провиденс, Род-Айленд Keyspan и BG

Средняя Краун Лэндинг, Нью-Джерси ВР

Сильная

Фолл Ривер, Массачусетс

Сомерсет, Массачусетс

Weaver's Cove Energy

Somerset LNG

Проект отклонен

Харпсвелл, Мэн

Рэдио Айленд, Сев. Каролина

Farewinds

Мнение не сформировано Нет данных Нет данных

Из 6 предложений по строительству терминалов на восточном побережье США, два

были отклонены, а два, предложенные для Массачусетса, встретили серьезную оппозицию. В

частности, был отклонен местными жителями проект строительства терминала в г.

Харпсвелл, шт Мэн, несмотря на явные экономические выгоды (50 новых рабочих мест, 8

млн долл. доходов в бюджет), поддержку администрации штата. Местных жителей больше

всего беспокоили возможные угрозы рыбному промыслу. В отношении терминала в г. Фолл-

Ривер, шт. Массачусетс (компания-оператор Cove Energy) оппозиция была вызвана тем, что

местным жителям дали мало времени, чтобы ознакомиться с проектом и оценить его

последствия.

Терминалы, предложенные для размещения на побережье Мексиканского залива, не

встретили сильной оппозиции, а наоборот, некоторые из них получили поддержку благодаря

экономическим выгодам.

Исключениями стали 2 терминала в г. Мобайл, шт. Алабама, а также терминал Пинто-

Айленд компании Cheniere Energy.

Мнения общественности относительно газовых терминалов, проектируемых в районе

Мексиканского побережья США, представлены в табл. 3.22.

Таблица 3.22

Мнение общественности в отношении строительства газовых терминалов на побережье Мексиканского залива

США [171]

Степень оппозиции Проект Компания

Проекты поддержаны

Сабина Пасс, Луизиана Cheniere

Хэкберри, Камерон, Луизиана Sempra Energy

Порт Пеликан, Луизиана Chevron Texaco

Энерджи Бридж, Луизиана El Paso Global

Корпус-Кристи, Техас Exxon Mobil, Cheniere

Инглсайд, Техас Occidental Petroleum

Средняя

Гольден Пасс (шельф), Техас Exxon Mobil

Фрипорт, Техас Conoco-Phillips

Мэйн Пасс (шельф), Луизиана Main Pass Energy

Компас Порт, Луизиана Conoco-Phillips

Сильная Мобайл, Алабама Exxon Mobil

Сильная Пинто Айленд, Алабама Cheniere

Проект отклонен Либерти, Луизиана Liberty LNG

Мнение не сформировано

Галф Лэндинг, Луизиана Shell

Браунсвилл, Техас Cheniere

Шельф Мексиканского залива Exxon Mobil

В достаточно сложном положении находятся ряд проектов по строительству газовых

терминалов в других регионах Северной Америки (табл. 3.23).

Причины протестов против строительства терминалов по приемке СПГ: опасная

близость к таким объектам, как атомные электростанции, опасность нападений террористов,

повышенная взрыво- и пожароопасность объектов хранения СПГ.

Перспективы роста числа терминалов показаны в табл. 3.24.

226

Таблица 3.23

Отношение общественности к строительству газовых терминалов в Канаде и Мексике [171]

Степень оппозиции Терминал Компания

Проекты поддержаны

Лазаро Карденас, Мексика Repsol-YPF

Пойнт Таппер, Канада Access Northeast Energy

Средняя Альтамира, Мексика Сент-Джон, Канада Shell/Total Irving Oil

Сильная

Шельф Южной Калифорнии, Мексика Conoco Phillips

Шельф Южной Калифорнии, Мексика Chevron-Texaco

Коста Азуль, Мексика Shell/Sempra

Калипсо, Багамы Tractebel

Проекты отвергнуты Тихуана, Мексика Лазаро Карденас, Мексика Marathon Oil Tractebel

Мнение не сформировано

Акапулько, Мексика El Paso

Тампико, Мексика Sempra

Баха, Мексика BEV de Mexico

Пуэрто Либертад, Мексика DKRW Energy

Таблица 3.24

Терминалы и регазификационные заводы [171]

Регионы мира

Действующие в 2005 г. Строящиеся Одобренные

Кол-во

Мощность, млрд

/год

Кол-во

Мощность,

млрд м

/год

Кол-во

Мощность,

млрд м

/год

Европа 13 111,6 (18,9%) 7 50,0 – –

Азиатско-Тихоокеанский

регион

33 427,6 (72,3%) 9 102,9 – –

Америка 7 52,0 (8,8%) 4 61,4 14 151,8

Итого 53 591,2 (100%) 20 214,3 14 151,8

В ряде случаев мнение общественности вынуждает свертывать проекты. Часто бывает,

что опасность нагнетается искусственно, ситуация используется политиками, желающими

заработать популярность. Понятно, что протестовать легче, чем строить дорогостоящие

объекты. Организованные протесты требуют меньше усилий, чем активная деятельность.

Следует отметить, что производственная цепочка по выработке СПГ, его хранению, загрузке

танкеров, транспортировке, разгрузке танкеров, регазификации тщательнейшим образом

регламентирована, имеет многократное дублирование, регламенты и инструкции

неукоснительно соблюдаются, постоянно проводится мониторинг состояния всех объектов.

В последнее время полномочной комиссией США по урегулированию энергопотребления

разработаны основные принципы моделирования мероприятий по безопасности, которые

будут использоваться при оценке применения новых терминалов. Разработанная система

позволяет моделировать уровни выбросов и скорости их распространения при разливах СПГ,

оценивать пределы и термические характеристики пожаров. Танкеры-метановозы имеют

двойные корпуса и другие устройства безопасности, строго разделенные зоны при заходе в

порты.

Практика деятельности объектов производства, хранения, транспортировки и

применения СПГ за более чем 40-летний период показала, что число аварий или несчастных

случаев было ничтожно.

Крупная авария случилась в 1959 г. (т.е. еще до начала промышленного производства

СПГ с целью экспорта). На электростанции в Кливленде, шт. Огайо, США, взорвался СПГ,

предусмотренный на случай покрытия пиковых нагрузок. При аварии погибло 128 человек и

225 человек получили ранения. В 1979 г. на терминале Коув Пойнт, шт. Мэриленд, США

произошел выброс СПГ. Авария обошлась без человеческих жертв. В 2004 г. произошла

авария на заводе сжижения в г. Скикда (Алжир), унесшая жизни 27 человек и нанесшая

увечья 55 людям. Это, конечно, печальная статистика. Однако надо назвать и такие цифры:

за всю историю индустрии СПГ было совершено 35000 рейсов океанских танкеров-

метановозов, которые прошли более 60 млн миль и ни один рейс не был аварийным. Флот

танкеров-метановозов считается одним из наиболее безопасных [172].

227

Качественные характеристики СПГ. Среди действующих установок только

оборудование завода Кенай на Аляске позволяет получать СПГ в виде чистого метана. На

заводах Скикда в Алжире и Атлантик в Тринидаде и Тобаго предусмотрено извлечение этана

(94% от потенциала), пропана и бутанов (97% от потенциала) и пентанов (99,5% от

потенциала). Этан, извлекаемый на заводе в Алжире используется как сырье на соседнем

нефтехимическом комбинате. Пропан и бутаны в виде сжиженного газа являются товарными

продуктами и реализуются в регионах производства СПГ по сложившимся там ценам. Схема

извлечения сжиженных газов С

–С

используется на заводах Бонни Айленд в Нигерии и

Норт Вест Шельф в Австралии. На заводах, работающих в Юго-Восточной Азии (Арун и

Бонтанг в Индонезии, Бинтулу – в Малайзии) углеводороды С

–С

не извлекаются и

потребителям в Японии, Ю.Корее, на о. Тайвань поступает так называемый «жирный» газ

высокой калорийности, содержащий этан, пропан и бутаны. Заводы на Ближнем Востоке,

ориентированные на азиатских потребителей, также отгружают «жирный» газ. Заводы

ближневосточного региона, экспортирующие СПГ в Европу и США, при производстве СПГ

частично извлекают этан, практически полностью пропан и бутаны, которые используются

для обеспечения местных нефтехимических предприятий или как экспортный товар.

Ситуация, сложившаяся на заводах по производству СПГ, во многом связана с

особенностями потребления СПГ в различных регионах и странах мира.

В азиатских странах – потребителях СПГ исторически сложилась практика

потребления высококалорийного газа. В странах континентальной Европы развиты две

распределительных сети природного газа: низкокалорийного газа – это, в основном,

потребители газа месторождения Гронинген (Голландия, Бельгия, Северная Франция) и

высококалорийного газа – это потребители в странах, импортирующих газ из Норвегии,

России и Алжира. В США, а в будущем и в Великобритании, потребители ориентированы на

использование низкокалорийного газа.

Характеристиками калорийности газа являются показатели теплотворной способности

и теплового эквивалента (отношение теплотворной способности к квадратному корню из

относительной плотности).

По степени калорийности можно выделить:

• высококалорийный газ (используется в Японии, Ю.Корее, на о. Тайвань) – более 43 млн

джоулей/м

;

• низкокалорийный (используемый в США и Великобритании) – менее 39 млн джоулей/м

;

среднекалорийный – 39–40 млн джоулей/м

С целью приведения состава газа к виду, принятому в соответствующем регионе,

существуют методы регулирования. В частности, для увеличения калорийности газа к нему

могут быть добавлены сжиженные пропан и бутан; для уменьшения калорийности – может

быть использовано разбавление азотом; для получения нужного значения калорийности –

может быть осуществлено смешение потоков высококалорийного и низкокалорийного газов.

В США, где за десятилетия была создана мощная газоперерабатывающая

промышленность, на более чем 500 газоперерабатывающих заводах из природного (богатого

этаном) и попутного нефтяного газа извлекаются этан, пропан и бутаны, а также

углеводороды С

. Этан и, частично пропан и бутаны, используются в качестве сырья на

нефтехимических предприятиях; бутаны, пентаны и углеводороды С

– на

нефтеперерабатывающих заводах. Извлечение ценных углеводородов из газа – это аксиома

для американского нефтегазового бизнеса.

Однако в связи с расширением поступления на американский рынок сжиженного

природного газа возникла дилемма: извлекать ли углеводороды (кроме метана) из СПГ или

оставлять их в составе газа. Извлечение углеводородов дает возможность получить

дополнительную товарную продукцию (этан, пропан, бутаны) и тем самым снизить

температуру конденсации углеводородов, т.е. создать условия для беспроблемной

транспортировки газа по трубопроводам к потребителям. Сохранение углеводородов (кроме

метана) в составе газа позволяет получать высококалорийный газ.

228

В связи с тем, что в последнее время цены на газ в США повысились и установилась

довольно заметная разница между низко- и высококалорийным газом, компании,

реализующие газ, считают целесообразным оставлять более тяжелые углеводороды в составе

газа, мотивируя это решение нежеланием нести расходы на извлечение углеводородов и

более высокими ценами на высококалорийный газ.

Сложилась ситуация, противоречащая экономической логике и называемая

«перевернутой экономикой». Потребители же ориентируются на газ, не содержащий ничего,

кроме метана, т.к. при использовании такого газа у них не возникает никаких проблем. В

перспективе поступающий во Флориду СПГ из Тринидада и Тобаго будет использоваться без

извлечения углеводородов (содержит небольшое количество пропана и бутанов). СПГ,

поступающий на терминалы Калифорнии, будет подвергаться извлечению из него этана,

пропана, бутанов и углеводородов С

Возможности совершенствования технологий в индустрии СПГ. Перспективы

развития мировой индустрии СПГ кроме роста спроса связаны с возможностями улучшения

технологий. По оценкам специалистов компании Exxon Mobil Corp. такие возможности

имеются в каждом из звеньев технологической цепочки СПГ.

Стадия добычи газа.

Увеличение добычи природного газа достигается за счет роста производительности

скважин. При добыче газа на шельфовых месторождениях и в северных регионах

используется оборудование высокой степени заводской готовности. При транспортировке

газа от месторождения к берегу могут использоваться специальные ингибиторы

гидратообразования, благодаря которым улучшаются условия транспортировки. В сумме эти

усовершенствования приводят к снижению стоимости исходного газа. Особо следует

отметить новые технологии, разрабатываемые для арктических зон газодобычи

(гравитационные платформы, термосваи и т.п.).

Стадия сжижения газа.

Главные усилия разработчиков направлены на достижение оптимального уровня

термодинамического кпд процесса. Это достигается путем реализации нововведений:

регулирование подачи сырья, предварительное охлаждение газа, использование компрессора

с прямым газотурбинным приводом, применение пропанового и смешанного холодильных

циклов. Оптимальным уровнем мощности технологической линии считается 7–8 млн т/год

(9,7–10,8 млрд м

/год). Большое влияние на улучшение работы оборудования стадии

сжижения имеют успехи в области производства компрессоров.

Стадия транспортировки СПГ.

Главными направлениями технических нововведений в сооружение танкеров-

метановозов нового поколения являются: увеличение грузоподъемности, совершенствование

конструкции, повышение экономичности двигателей, создание танкеров с ледокольным

подкреплением для плавания в северных морях. При конструировании танкеров-метановозов

используются модельные расчеты и реальные испытания.

Стадия регазификации.

Наряду с созданием традиционных заводов регазификации на берегу проектируются

способы регазификации на борту танкера, плавающие регазификационные установки,

введены в эксплуатацию модульные резервуары, созданные по технологии компании Exxon

Mobil Corp.

С учетом нововведений по каждой из стадий технологической цепочки индустрия СПГ

имеет беспрецедентные возможности роста.

3.2.8. Мировая система СПГ

В заключении раздела представлена в динамике интегрированная система, являющаяся

совокупностью мощностей по сжижению природного газа стран-экспортеров, перечнем

стран-импортеров, характеристикой инфраструктуры бизнеса (транспортные системы,

метановозы, терминалы, заводы регазификации) и отдельными экономическими

229

показателями (табл. 3.25).

Таблица 3.25

Мировая система СПГ

Показатели 1992 г. 1995 г. 2005 г.

Мощности по

сжижению

природного газа

Страны-производители:

Алжир, Ливия, Абу-Даби,

Малайзия, Индонезия,

Бруней, Австралия, США

(Аляска)

Расширение мощностей до

106,5 млрд м

/год.

Новый производитель –

Катар

Расширение мощностей до 217

млрд. м

/год.

Новые производители: Тринидад

и Тобаго, Оман, Нигерия, Египет

Страны-

импортеры

Япония, Южная Корея,

Тайвань, США, Франция,

Испания, Бельгия,

Великобритания

Новый импортер – Италия

Новые импортеры: Турция,

Пуэрто-Рико, Греция,

Португалия, Доминиканская

Респ., Индия

Инфраструктура

СПГ

20 международных

транспортных систем, 21

терминал, 29 заводов по

регазификации, 71 танкеров-

метановозов

27 международных систем

транспортировки, 33

терминала, 30

регазификационных

заводов, 85 танкеров-

метановозов

44 международные транспортные

системы, 53 терминала, 40

регазификационных заводов, 170

танкеров-метановозов

Удельные капита-

ловложения в соз-

дание заводов по

сжижению, долл./т

480 350 250

К 2010 г. в число стран-производителей войдут Египет, Ангола, Намибия, Венесуэла,

Норвегия, Россия. Расширится и круг импортеров за счет ряда европейских,

южноамериканских стран, Канады и Мексики, Китая, Индии и др. стран.

В 2002 г. число танкеров-метановозов достигло 130; они осуществляли перевозки на

100 транспортных маршрутах и составляли систему из 44 торговых потоков между 13

странами-экспортерами и 12 странами-импортерами.

Суммарные годовые мощности заводов по сжижению в мире в 2002 г. превысили 170

млрд м

в год. В 2010 г., согласно прогнозу МЭА, они возрастут (млрд м

) более чем до 200,

в 2010–2015 гг. – до 250–270, в 2020 г. – до 300–330.

По состоянию на 2002 г. мировые мощности заводов по регазификации оценивались в

160 млрд м

в год. К 2010–2015 гг. прогнозируется их рост до 260 млрд, к 2020 г. – до 360

млрд м

В 2002 г. мировая торговля СПГ составила 150 млрд м

при общем объеме торговли

газом более 580 млрд м

и добыче 2527 млрд м

. К 2006 г. мощности по производству СПГ

составили 217 млрд м

/год, в число производителей вошли Тринидад и Тобаго, Оман,

Нигерия, Египет, а в число потребителей Турция, Пуэрто-Рико, Греция, Португалия,

Доминиканская Республика, Индия. Доля СПГ в торговле газом, как ожидает МЭА, в 2010 г.

составит 28%, 2020 г. – 34–35%, а объемы производства возрастут соответственно до 220–

250 млрд м

. Следует также отметить, что ряд факторов может повлиять на изменение доли

СПГ в мировой торговле газом: рост его использования для покрытия сезонных колебаний

спроса будет способствовать увеличению доли СПГ, а расширение производства

электроэнергии в местах добычи и использования методов химической переработки

природного газа в жидкие продукты – ее уменьшению [173].

В мировой системе СПГ присутствуют серьезные игроки: ведущие нефтегазовые

компании-мэйджоры, национальные компании нефтегазового и энергетических секторов

экономики [174].

К числу ведущих относятся:

• группа компаний Royal Dutch/Shell. Компании группы Shell прямо и косвенно владеют:

долей участия (25,6%) в компании Nigeria LNG Limited (NLNG), эксплуатирующей завод

СПГ в Нигерии (производительность – 8,0 млрд м

/год с перспективой расширения до 23

млрд м

/год СПГ); 30% завода в Омане (производительность – 9,1 млрд м

/год), 1/3

регазификационного завода Cove Point в США, в также долями в австралийских,

230

малайзийских м прочих проектах. Shell также имеет 55% Sakhalin Energy Investment

Company Ltd. (проект «Сахалин-2). Для поставок сжиженного газа используется флот

СПГ-танкеров, находящийся в собственности Brunei Shell Tankers Sendirian Berhad (Shell

принадлежит 50-процентная доля).

• компания Exxon Mobil, которая участвует в проекте по производству СПГ в Катаре

мощностью 9 млрд м

/год (доля – 25%), ведет переговоры по реализации проектов СПГ в

Йемене (доля участия Exxon Mobil – 14,8%), является оператором крупнейшего в

Индонезии месторождения природного газа Арун, с которого газ поставляется на завод

СПГ PT Arun.

• ВР, которой принадлежит 10% в проекте Adgas в Абу-Даби, 1/6 участия в австралийской

компании North West Shelf, 34% в Atlantic LNG в Тринидаде и Тобаго. Компания ведет в

Европе строительство СПГ-терминала, интегрированного с электростанцией в Бильбао. А

также первого в Китае объекта для импорта СПГ; проект предусматривает строительство

СПГ-терминала производительностью 4,5 млрд м

/год и магистрального трубопровода

совместно с China National Offshore Oil Corporation (CNOOC).

• компания Sonatrach (алжирская нефтегазовая компания), которой принадлежат четыре

завода СПГ с общей годовой производительностью на уровне 30,5 млрд м

природного

газа. Кроме того, Sonatrach владеет компанией Societe Nationale de Transport Maritime des

Hydrocarbures et des Products Chimiques (SNTM-HYPROC), которая располагает 16 судами

и специализируется на морских переврзках СПГ. – итальянский энергетический концерн

ENI, который владеет регазификационным заводом в Панигапья (Лигурия) и

единственным в Италии терминалом по приему СПГ (годовая мощность 3,5 млрд м

). ENI

также принадлежит четыре СПГ-танкера, 33,34-процентная доля участия в Galf Energia –

португальской энергетической компании, занимающейся первичным и вторичным

распределением природного газа и работающей во вторичных отраслях нефтяной

промышленности. Galf Energia, в свою очередь, совладелец СПГ-терминала Синеш. –

японская многопрофильная корпорация Mitsui and Co Ltd. Участвует в четырех

действующих проектах по производству СПГ: Abu Dhabi Gas Liquefaction Limited

мощностью 6,9 млрд м

/год (Mitsui принадлежит 15% акций), Northwest в Австралии

производительностью 10,4 млрд м

/год (8,33%), а также в Qatar Liquefied Gas Company

производительностью 10,6 млрд м

/год и Oman LNG, выпускающем 9,1 млрд м

/год СПГ.

Mitsui также владеет 25%-ной долей в Sakhalin Energy. Кроме того, компания выкупила

блокирующий пакет акций регазификационного терминала в Мексике у Shell.

• японская газовая компания Osaka Gas, импортирующая СПГ из Индонезии, Австралии,

Брунея, Малайзии, Катара и Омана. Компания содержит флот из трех СПГ-танкеров.

• французский государственный концерн Gaz de France (GdF), обладающий хорошими

позициями на СПГ-рынке, ведь свыше 25% поставок GdF осуществляется в виде

сжиженного природного газа. Компания является оператором двух терминалов по

регазификации, один из которых находится на южном побережье Франции в Фос-Сюр-

Мер (производительность на уровне 4,5 млрд м

/год), другой – в Монтуар-де-Бретань

близ Нанта (10 млрд м

). Последний считается крупнейшим в Европе, он может

обслуживать танкеры любого водоизмещения. В настоящее время в Монтуар-де-Бретань

поставляется СПГ из Алжира и Нигерии. Gaz de France владеет 12% в месторождении

Snohvit (Сновит) в Баренцевом море, на базе которого строится завод по производству

СПГ. Принимает участие в строительстве в Индии регазификационного терминала

производительностью 5 млн т СПГ в год.

• бельгийская торговая компания Tractebel, которая имеет портфель контрактов по продаже

СПГ на 10 млрд м

в год. Основные поставщики – Алжир и Тринидад и Тобаго. В

распоряжении компании находятся пять СПГ-танкеров, ведется строительство двух судов

для долгосрочного фрахта.

• малайзийская государственная нефтегазовая компания Petronas, владеющая владеет 60%

двух СПГ-заводов в Бинтулу (производительность – 11,2 и 10,8 млрд м

/год). Имеет свой