Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

271

работающего под высоким давлением, снижение дальности пробега автомобиля на одной

заправке, повышение опасности газобаллонной аппаратуры высокого давления, слабо

развитая инфраструктура автомобильных газонаполнительных компрессорных станций –

АГНКС (менее 200 единиц на огромной территории РФ), невозможность создания широкой

сети гаражных мини-АГНКС, расположенных на территориях автохозяйств (существующая

нормативная база по безопасной эксплуатации требует выполнения условий размещения

АГНКС на расстоянии не менее 60 метров от других сооружений и объектов), а также ряд

других существенных недостатков в значительной мере продолжают сдерживать широкое

применение КПГ в автомобильном транспорте.

Вышеперечисленные недостатки природного газа, как моторного топлива, могут быть

устранены, если использовать на автотранспорте не КПГ, а сжиженный природный газ

(СПГ). Так, для грузового автомобиля ЗИЛ-138А, рассчитанного на использование

природного газа и оборудованного криогенной емкостью 300 л СПГ, пробег на одной

заправке увеличивается в 1,8 раз, а суммарная масса оборудования и топлива уменьшается на

570 кг по сравнению с тем же автомобилем, работающим на КПГ. При эксплуатации

автотранспортного средства хранение СПГ может осуществляться практически при

атмосферном давлении.

Использование СПГ в качестве моторного топлива позволяет увеличить ресурс работы

двигателя на 15%, а срок службы моторных масел – на 15–20% [216].

СПГ может также найти применение как заменитель керосина на авиатранспорте,

дизельного топлива – на магистральных и маневровых тепловозах, флотского мазута и

дизельного топлива – на водном транспорте, а также для обеспечения сельскохозяйственных

предприятий.

СПГ как автомобильное топливо может с наибольшей эффективностью использоваться

для междугородних перевозок (автобусные маршруты и перевозки большегрузными

автомобилями в радиусе до 200 км от пункта размещения установок сжижения газа), при

использовании большегрузных карьерных автомобилей, а также на городском транспорте.

В России разработаны проекты новых типов судов, а также судов класса «река–море»,

работающих на СПГ. Как показали предварительные расчеты, себестоимость перевозок при

их осуществлении на судах, снабжаемых СПГ в качестве горючего, ниже, чем при

использовании дизельного топлива.

Учитывая тот факт, что более половины российских железных дорог пока еще не

электрифицированы и обслуживаются тепловозной тягой, имеются предпосылки для

перевода по крайней мере половины магистральных и маневровых тепловозов с дизельного

топлива на СПГ.

В России впервые в мире был создан авиалайнер (ТУ-155), работающий на СПГ, и

проведены его испытания.

Безусловно для быстрого и широкомасштабного перевода автомобильного и других

видов транспорта на СПГ необходимо создать инфраструктуру получения, хранения и

заправки СПГ, которая учитывала бы специфику общественного и промышленного

транспорта крупных российских городов, обеспечивала низкую себестоимость СПГ, была

независима от внешних поставщиков и исключала промежуточные звенья доставки СПГ

(криогенные метановозы). Данная инфраструктура в перспективе должна включать в себя

как крупные городские станции производства и заправки СПГ, так и гаражные заправочные

пункты, расположенные непосредственно в автохозяйствах.

По мнению экспертов производство СПГ может быть организовано на

газораспределительных станциях, на которых при снижении давления с 5 до 1 Мпа

потенциальная энергия, теряющаяся при редуцировании газа, теоретически может

обеспечить сжижение порядка 20% потока газа только на дроссельных установках, однако

практически доля сжижения не превысит 10% потока газа. Использование турбодетандера

позволит увеличить долю сжижаемого газа до 25% [217].

Весьма перспективна организация производства СПГ на недозагруженных

272

автомобильных газонаполнительных компрессорных станциях (АГНКС). Такой опыт

имеется в ООО «Лентрансгаз», где уже много лет успешно осуществляется производство на

АГНКС-8 Санкт-Петербург и отработана технология газификации котельных и

коммунально-бытового сектора [217].

При этом основная нагрузка по обеспечению автотранспорта сжиженным природным

газом должна ложиться именно на гаражные заправочные пункты, а городские заправочные

станции будут предназначаться только для дозаправки промышленного и общественного

транспорта при его эксплуатации в черте города и при междугородних перевозках.

Стоимость одной заправочной станции оценивается в 250 – 300 тыс. долл., газовой

компрессорной колонки – 2–4 тыс. долл. Переоборудование легковых автомобилей на СПГ

обходится от 2 до 3 тыс. долл., грузовых автомобилей и автобусов – намного больше, однако

затраты окупаются быстро за счет перечисленных выше преимуществ и налоговых льгот

[174].

Стоимость сооружения автогазонаполнительной компрессорной станции АГНКС-500

составляет 31 млн руб., производительность по СПГ 1,0–1,2 т СПГ/час, себестоимость (в

условиях цен 2004 г.) – 1542 руб./тыс. м

, окупаемость установки – 6 лет [217].

В настоящее время имеются разработки турбодетандерных установок, предлагаемых

рядом отечественных предприятий (ОАО «НПО Гелиймаш», ОАО «Криогенмаш», компания

«Криопак»). Установки ОАО «Криогенмаш» с использованием турбодетандеров могут

работать при давлениях газа на входе от 3 Мпа, и обеспечивать подачу газа на выходе (в

газораспределительные сети) при давлении 0,3 Мпа. Себестоимость СПГ при использовании

мощностей 7000 час. в год оценивается в 2300 руб. за т (1660 руб. за тыс. м

Уже созданы типовые мини-заводы по производству СПГ на АГНКС-500 и ГРС, первая

региональная система производства, транспорта и использования СПГ в теплоэнергетике и

коммунальном хозяйстве Ленинградской области, локальная сеть хранения, газификации и

снабжения СПГ промышленных предприятий и коммунальных потребителей в г. Луга.

Предусматривается тиражирование типовых объектов системы СПГ в ряде других регионов

страны [217].

По мнению специалистов Военного инженерно-космического университета (ВИКУ), за

короткий срок данная инфраструктура может быть создана за счет применения стирлинг-

технологий. Изначально стирлинг-технологии были разработаны для решения проблемы

перевода специальной военной техники (мобильных ракетных и командно-измерительных

комплексов и автотранспортных средств Министерства обороны РФ) на СПГ. Эти

технологии предполагалось применять при создании автономных источников СПГ, систем

долговременного хранения СПГ, систем утилизации легких фракций углеводородов. В

основе стирлинг-технологий лежит идея создания ожижительных установок с применением

криогенных газовых машин (КГМ), работающих по циклу Стирлинга. КГМ Стирлинга еще

мало знакомы широкому кругу специалистов, поскольку ранее применялись, в основном, в

аэрокосмической и военной промышленности в составе воздухоразделительных установок.

КГМ Стирлинга относятся к ожижителям, действие которых основано только на

внешнем охлаждении. Процесс ожижения природного газа идет при атмосферном давлении,

без предварительного сжатия. Это позволяет делать установки по сжижению природного

газа на основе КГМ Стирлинга компактными и простыми в обслуживании. Важной

особенностью КГМ Стирлинга является возможность сжижения 100% подаваемого газа

низкого давления, в отличие от ожижителей традиционного типа (дроссельно-детандерных

установок и вихревых труб), для работы которых необходимо высокое давление (не менее 4

Мпа) и наличие продукционных газопроводов для сброса несжижившейся части (до 97%)

первичного газа. При этом эффективность цикла сжижения природного газа с

использованием криогенной машины Стирлинга на уровне холодопроизводительности до 70

кВт практически в 2–2,5 раза выше, чем у простых дроссельных и детандерных циклов.

КГМ Стирлинга представляет собой удачное сочетание в одном агрегате компрессора,

детандера и теплообменных устройств, при этом вымораживание примесей газа

273

обеспечивается на специальном устройстве – вымораживателе. Вымораживание примесей

позволяет без дополнительных затрат на химическую очистку, получать жидкий продукт,

соответствующий требованиям ГОСТа на моторное топливо. Холодопроизводительность

криогенных машин Стирлинга, а соответственно, и часовая производительность по СПГ,

определяются геометрическими параметрами машины и потребляемой мощностью привода,

а также зависят от температуры охлаждающей воды, среднего давления цикла и частоты

вращения вала привода.

В настоящее время в России эксплуатируются и серийно выпускаются несколько

модификаций КГМ Стирлинга. Данные КГМ Стирлинга входят в состав

воздухоразделительных установок ЗИФ-700, ЗИФ-1002, ЗИФ-2002 и АжКж-0,05.

Производительность по СПГ указанных КГМ Стирлинга находится в пределах от 14 до 70

л/ч.

Использование стирлинг-технологий позволяет создать в народном хозяйстве

принципиально новую инфраструктуру производства СПГ для автомобильного транспорта

РФ, включающую в себя широкую сеть крупных муниципальных заправочных станций в

сочетании с малогабаритными заправочными пунктами, расположенными непосредственно в

гаражах частных владельцев и автохозяйств. В настоящее время создан необходимый

научно-технический и патентный задел, обеспечивающий отечественный приоритет

предлагаемой технологии и решение стоящей проблемы в кратчайшие сроки. Для

изготовления оборудования могут быть использованы предприятия военно-промышленного

комплекса в рамках конверсионной программы.

Основными элементами инфраструктуры СПГ для автотранспорта являются:

• индивидуальные заправочные пункты производительностью до 40 л/ч СПГ;

• гаражные заправочные пункты производительностью от 80 до 500 л/ч СПГ;

• городские (муниципальные) комплексы по сжижению природного газа

производительностью свыше 1 т/ч СПГ, в том числе на основе существующих АГНКС и

газораспределительных станций (ГРС). Создание заправочных пунктов по производству

СПГ производительностью до 500 л/ч предполагается за счет использования КГМ

Стирлинга.

При создании установок производительностью свыше 1 т/ч СПГ предполагается

использовать как традиционные способы сжижения, широко известные в криогеннике

(например, установки ЗАО «Сигмагаз», ОАО «Уралтрансгаз», американской фирмы

«КРИОПАК» и другие), так и новый цикл сжижения, основанный на принципе

комбинированного внутреннего и внешнего охлаждения природного газа. Внутреннее

охлаждение достигается за счет изобарного расширения природного газа и его частичного

ожижения, после чего неожиженная часть, представленная в виде насыщенных паров

низкого давления, подвергается внешнему охлаждению в конденсаторе КГМ Стирлинга

большой производительности.

Индивидуальные заправочные пункты по производству СПГ производительностью до

40 л/ч СПГ предназначены для заправки личного транспорта непосредственно на месте

гаражной стоянки. В зависимости от требуемой производительности по СПГ

индивидуальные комплексы оснащаются серийно выпускаемыми отечественной

промышленностью одно- и двухцилиндровыми КГМ Стирлинга (ЗИФ-1000, ЗИФ-2002).

Индивидуальные заправочные пункты предназначены для производства дешевого и

экологически чистого альтернативного моторного топлива и могут быть расположены:

• в частных хозяйствах – на территории коттеджных участков и загородных вилл (для

заправки от 1 до 10 автомобилей типа «Волга» в сутки);

• в фермерских хозяйствах (для заправки до 5 единиц автотракторной техники);

• на удаленных или отдельно стоящих государственных объектах с небольшим

количеством автотранспортных средств (таможенные пункты, лесные кордоны и так

далее).

Для фермерских хозяйств и других объектов, где нет электричества, в качестве привода

274

предусмотрен газовый двигатель.

Основными источниками природного газа для индивидуальных пунктов являются

продукционные газопроводы с давлением от 0,1 до 0,6 Мпа. Для потребителей,

расположенных вне зоны действия существующих газопроводов, предполагается

использовать емкости с привозным компримированным природным газом. Для этого на

месте расположения индивидуального комплекса по производству СПГ создается баллонный

модуль. При необходимости заправки автотранспортного средства моторным топливом часть

сжатого газа сжижается, остальная часть газа продолжает храниться в компримированном

виде. По мере опорожнения баллонов производится их замена.

Гаражные заправочные пункты по производству СПГ должны создаваться с учетом

количества и типа автомобильного транспорта в автохозяйстве. Это может быть

таксомоторный парк с легковыми автомобилями типа «Волга», автобусный парк,

автопредприятие с грузовыми автомобилями или гараж промышленного предприятия.

Для доставки СПГ потребителям могут использоваться:

• автоцистерны объемом 16–49 м

СПГ (9,6–30 тыс. м

газа);

• контейнеры-цистерны объемом 35 м

СПГ (21 тыс. м

);

• криогенные емкости объемом до 8 м

(4,8 тыс. м

Расстояние транспортировки не ограничено.

Стоимость одной цистерны (49 м

) – 6100 тыс. руб., тягача («Скания») – 3500 тыс. руб.

Стоимость доставки СПГ на расстояние 75 км оценивается в 332 руб. за т (248 руб. за

1000 м

) и при увеличении расстояния транспортировки до 300 км достигает порядка 786

руб. за т или 570 руб. за 1000 м

. Стоимость СПГ у потребителя зависит не столько от

расстояния транспортировки газа, как от режима потребления газа. При среднегодовом

использовании СПГ в размере 70% от максимального уровня (в январе) средняя цена СПГ (в

ценах 2004 г.) составит 4200–4350 руб./тыс. м

В настоящее время в России имеются реальные предпосылки для создания нового

рынка газа – сжиженного природного газа.

3.5. Перспективы развития рынка СПГ

Новые черты современного рынка СПГ, проявившиеся в последние годы, указывают на

магистральное направление, в котором развивается деловое поле этого бизнеса.

Дерегулирование и либерализация газовых и электроэнергетических рынков в Европе и в

ряде стран Азии служат катализатором этого процесса.

Расширение рынка краткосрочных контрактов и разовых сделок внесет элемент

глобализации в рынок СПГ. Раньше в структуре торговли СПГ четко выделялись два

практически непересекающихся узла торговли: западнее и восточнее Суэцкого канала. В

последнее время метановозы, бороздящие океаны в различных направлениях, значительно

смазали эту стройную картину.

Как логически оправданное следствие дальнейшего развития этого процесса в

перспективе должна произойти конвергенция рынков трубопроводного газа и СПГ в сфере

структуры бизнеса и контрактов, спотовых сделок между разными рынками, прозрачности и

взаимозависимости в системе ценообразования.

Основными направлениями дальнейшего использования СПГ являются: производство

криогенного топлива для наземных и морских транспортных средств, а также постепенная

замена им сжиженных пропана и бутана, которые пока достаточно широко применяются в

коммунальном хозяйстве и промышленности. Использованию СПГ в качестве

автомобильного топлива способствуют многочисленные налоговые льготы, нацеленные на

внедрение альтернативных видов энергоносителей.

Рост использования СПГ в коммунальных и промышленных целях в основном

ожидается в удаленных районах с низкой плотностью населения и отсутствием развитой

газопроводной инфраструктуры.

СПГ уже производится предприятиями малого бизнеса и непосредственно в местах

275

добычи природного газа, на отдельных малопроизводительных скважинах, сильно

удаленных от газопроводов.

Другим перспективным коммерческим направлением использования СПГ является

создание изолированных локальных сетей газоснабжения, состоящих из небольших

хранилищ и систем преобразования сжиженного газа в сжатый, который затем может

транспортироваться по системе газопроводов к потребителям. Развитие криогенной

энергетической инфраструктуры рассматривается как промежуточный этап на пути к

переходу к коммерческой водородной энергетике, который ожидается после 2050 г.

Россия пока не примкнула к странам, участвующим в системе производства и

потребления СПГ. Выход России на рынок СПГ с серьезными объемами сжиженного газа

ожидается только в начале 2008 г. после реализации Сахалинского проекта. Между тем

возможность экспортировать СПГ может придать газовой стратегии России определенную

гибкость и маневренность, открыть для нее рынки, которые недоступны для газовых труб. В

нашей стране имеются все возможности создания крупных производств СПГ, в основном для

целей экспорта, а также относительно небольших установок по получению СПГ для нужд

транспорта, промышленности, сельского хозяйства.

В последнее время появляются все более оптимистические оценки спроса на СПГ. В

частности, оценки спроса на СПГ на период 2003–2012 гг., сделанные на базе пролонгации

тренда по данным за 1980–2002 гг. (среднегодовой темп роста 7,5%), дают объем спроса на

СПГ в размере 309 млрд м

. Однако это – лишь самая скромная оценка. По оценкам Business

Communications Co. Inc. мировое производство в 2010 г. составит 339 млрд м

, или 10%

мировой добычи газа. По расчетам специалистов проектно-строительной компании Foster

Wheeler и страховой компании Lloyd's Register Americas спрос на СПГ в 2012 г. составит 506

млрд м

[212].

Глобализация газового рынка приносит новые возможности и новые риски,

результатом чего становится появление новых взаимозависимостей и геополитических

конфигураций. СПГ уже стал важным сегментом в динамике мировой энергетики и рост

производства и потребления СПГ продолжается.

3.6. Газовые альтернативы

Во многих газодобывающих странах имеются месторождения природного газа,

находящиеся в труднодоступных районах вдалеке от мест потребления газа. Традиционный

способ их подключения к газовым рынкам посредством строительства магистральный

газопроводов часто оказывается либо технически, либо экономически нецелесообразным.

Подобные месторождения еще называют «запертыми». Учитывая тот факт, что многие из

таких месторождений имеют большие запасы газа, превращение этих запасов в

востребованный обществом продукт (иначе называемое монетизацией запасов) весьма

актуально [219].

Из альтернатив по подсоединению таких месторождений к газовому рынку

рассмотрены три (прокладка и эксплуатация газопроводов, производство и транспортировка

сжиженного природного газа, производство и использование синтетических жидких топлив).

Обязательными условиями реализации упомянутых газовых альтернатив являются:

наличие значительных запасов газа, позволяющих осуществлять устойчивую добычу в

период не менее 30 лет; относительно невысокая стоимость газа на устье скважины –

порядка 18–25 долл./тыс. м

Первая альтернатива – прокладка и эксплуатация газопровода – прекрасно освоена и

широко используется в мире, в т.ч. в России. Могут быть названы многочисленные примеры

прокладки газопроводов в суровых арктических условиях, в горах, по дну моря и т.п. Но

средняя величина удельных капитальных затрат на прокладку газопровода составляет 1,5

млн долл. на 1 км его протяженности, а затраты на прокачку газа по газопроводу составляют

13–15 долл./тыс.м

/1000 км. При протяженности магистральных газопроводов,

составляющей в среднем порядка 4000 км, стоимость проекта по его сооружению составляет

276

6 млрд долл.; затраты на транспортировку достигают 60 долл./тыс.м

, а издержки по добыче

и транспортировке газа – 85 долл./тыс. м

. По предварительным оценкам экспертов

внутренняя норма рентабельности инвестиционного проекта по прокладке и эксплуатации

газопровода большой протяженности от труднодоступных месторождений составляет 9–

12%. Рынок сетевого газа имеется.

Вторая альтернатива – производство, транспортировка и потребление сжиженного

природного газа (СПГ) – пока освоена в нескольких странах – производителях (Индонезия,

Малайзия, Алжир, Нигерия, Ливия, Египет, Катар, ААЭ, Оман, Тринидад и Тобаго, США) и

странах – потребителях (Япония, Южная Корея, Тайвань, США, ряд европейских стран).

Технология производства и использования СПГ многоступенчатая: очистка газа – его

сжижение – хранение СПГ в пункте отправки – погрузка в танкеры-метановозы –

транспортировка – разгрузка в порту страны-потребителя – хранение – регазификация –

транспортировка по распределительным сетям потребителям. Удельные капитальные

вложения благодаря использованию достижений научно-технического прогресса в последние

годы заметно снизились, но тем не менее они составляют не менее 200 долл./т. При

мощности современной установки по сжижению 5 млн т/год СПГ стоимость ее составляет

порядка 1 млрд долл. Для транспортировки такого объема СПГ потребуется 5 танкеров-

метановозов вместимостью 135 тыс. м

и стоимостью не менее 200 млн долл. каждый.

Следовательно, капиталовложения в приобретение танкеров составят также порядка 1 млрд

долл. Стоимость объектов инфраструктуры потребления СПГ (терминалы, хранилища,

установка регазификации, распределительные сети) для проекта мощностью 5 млн т/год

составляет 0,5 млрд долл. Суммарная стоимость проекта по производству, транспортировке и

использованию СПГ – порядка 2,5 млрд долл. Ориентировочная величина издержек

производства и транспортировки СПГ – 110–120 долл./тыс.м

или 150–165 долл./т. По

оценкам экспертов внутренняя норма рентабельности проекта по производству,

транспортировке и использованию СПГ – 12–14%. Рынок СПГ сложился в упомянутых выше

странах. В России такого рынка пока нет, однако имеются условия для организации

производства и экспорта СПГ, а именно: значительные запасы газа труднодоступных

месторождений; относительно невысокая цена добычи газа на этих месторождениях – 15–25

долл./тыс.м

; стремление российского газового монополиста Газпрома выйти на рынок СПГ.

Третья альтернатива – производство синтетических жидких топлив (СЖТ) из

природного газа – реализована на двух крупных (компанией Sasol в ЮАР и компанией Shell

в Малайзии) и нескольких небольших опытно-промышленных установках (США). В России

производство СЖТ осуществлено на лабораторных и опытных установках. Технология

производства СЖТ из природного газа состоит из нескольких стадий: очистка газа –

производство синтез-газа (смеси СО и Н

) – получение СЖТ по реакции Фишера-Тропша –

доведение полученных жидких углеводородов до кондиции моторных топлив. Имеется

также технология получения диметилового эфира (ДМЭ): очистка газа – синтез ДМЭ в одну

стадию или две стадии (через метанол). СЖТ имеют благоприятные экологические

характеристики (практически не содержат серы и ароматических углеводородов), что

определяет их преимущество перед традиционными моторными топливами из нефти. При

использовании СЖТ в качестве моторных топлив может быть использована инфраструктура

потребления традиционных моторных топлив из нефтяного сырья (продуктопроводы,

хранилища, заправочные устройства). Переделки автомобилей не требуется. При

использовании ДМЭ, который является отличным дизельным топливом (цетановое число –

60–70), может быть использована инфраструктура потребления, созданная для сжиженных

пропана и бутана. Потребуется оборудовать автомобили баллонами и провести небольшие

конструкторские изменения двигателя. Удельные капитальные затраты получения СЖТ по

современным технологиям – 500 долл./т; для крупномасштабной установки мощностью 5

млн т/год инвестиции составят 2,5 млрд долл. Издержки производства СЖТ оцениваются в

165 долл./т (в условиях побережья Мексиканского залива США при цене газа 18 долл./тыс

). Удельные капитальные затраты на производство ДМЭ соизмеримы с показателями

277

производства метанола – 300 долл./т; издержки производства ДМЭ оцениваются в 100

долл./т (в тех же условиях). Внутренняя норма рентабельности инвестиционного проекта

создания крупномасштабного производства СЖТ по оценке экспертов составляет 13–17%.

Рынок СЖТ пока ограничен продукцией двух действующих предприятий, однако уже идет

строительство двух крупных установок (в Катаре и Нигерии); несколько крупномасштабных

проектов утверждены и находятся на стадии проектирования; ряд проектов проходят стадию

технико-экономического обоснования и утверждения правительствами стран –

производителей. Российского рынка СЖТ пока не существует, однако возможности для его

создания имеются. Это – те же самые факторы, что и для рынка СПГ: наличие больших

запасов относительно недорогого газа труднодоступных месторождений; заинтересованность

Газпрома в создании индустрии СЖТ.

В табл. 3.44 представлены в наиболее общем виде рассматриваемые «газовые»

альтернативы.

Таблица 3.44

Альтернативы по утилизации газа труднодоступных месторождений

Альтернативы Технологическая цепочка

Внутренняя норма

рентабельности

проекта, %

Состояние рынка

Газопровод

Подготовка – транспортировка –

потребление газа

9–12

Полная готовность принять

сетевой газ

Сжиженный

природный газ

Очистка газа – сжижение – хранение –

транспортировка – хранение –

регазификация – потребление газа

12–14

Имеется рынок в

ограниченном числе стран.

Российского рынка СПГ нет

Синтетическое

жидкое топливо

Очистка газа – производство синтез-газа –

получение СЖТ – кондиционирование

СЖТ – использование в качестве

моторного топлива

13–17 Пока рынка как такового нет.

Как определяется выбор альтернатив добычи и использования природного газа т.н.

«запертых» месторождений в различных странах мира? Ниже рассмотрено несколько

характерных случаев.

Случай 1. Использование газа крупнейшего в мире газового месторождения Северное

(North field) в Катаре.

Одна из возможных альтернатив подключения газовых богатств месторождения

Северное в Катаре – строительство подводного газопровода от месторождения до

прибрежного пункта в Абу-Даби и наземного газопровода до г. Аль-Фуджайра, где имеется

электростанция и установка по опреснению морской воды. В течение ближайших 5 лет

комплекс в г. Аль-Фуджайра будет снабжаться сжиженным природным газом из Омана.

После завершения строительства газопровода газ из Катара пойдет в эмират Абу-Даби и

дальше в Оман для обеспечения нефтехимического комплекса в г. Сухар.

Вторая альтернатива – производство и транспортировка СПГ. Уже сейчас в Катаре

имеются два предприятия по производству СПГ (компании Qatargas – 3 блока суммарной

мощностью 9,4 млрд м

/год и компании Rasgas – 2 блока суммарной мощностью 9,1 млрд

/год). В стадии строительства находится блок № компании Qatargas (мощность 6,6 млрд

/год, пуск – 2005–2006 гг.) и блоки № компании Rasgas (мощность каждого 6,5 млрд

/год, пуск – 2005 г.). Имеется еще несколько амбициозных проектов по созданию

мощностей по производству СПГ, в частности, совместный проект Qatargas с американской

компанией Conoco-Phillips (мощность 10,3 млрд м

, пуск – 2007 г.) и совместный проект

Qatargas с американской компанией Exxon Mobil (мощность – 19,3 млрд м

/год, пуск – 2008

г.), а также совместный проект компании Rasgas и Exxon Mobil (мощность 21,5 млрд м

/год,

пуск – 2009 г.). К концу нынешнего десятилетия Катар превратится в одного из крупнейших

в мире производителей СПГ.

Третья альтернатива – производство СЖТ из природного газа. Уже строится завод по

производству СЖТ в Катаре (проект ORIX – осуществляется совместно компанией Qatar

278

Petroleum Corp. (Катар), Chevron-Texaco (США) и Sasol (ЮАР). В разной степени готовности

находятся еще 4 проекта по созданию установок по производству СЖТ.

По данным эксперта журнала Oil and Gas Journal Б.Типпи (B.Tippee) затраты на

сооружение газопровода для обеспечения газом из месторождения Северное в Катаре двух

стран (эмирата Абу-Даби и Омана) составят порядка 0,7 млрд долл. Сооружение завода по

сжижению мощностью 5,6 млрд м

/год обойдется в 0,8 млрд долл., покупка 6 танкеров – 0,84

млрд долл., затраты в инфраструктуру составят 0,24 млрд долл., а суммарные инвестиции по

проекту – 1,88 млрд долл. Издержки производства СПГ, включая стоимость исходного

природного газа, операционные расходы и процент на вложенный капитал – 107 долл./тыс

. Ориентировочная продажная цена СПГ в месте отгрузки – 126 долл./тыс.м

. Сооружение

завода по производству СЖТ, перерабатывающего 5,6 млрд м

/год газа, потребует

инвестиций в размере 1,6 млрд долл. Операционные издержки составят 145 млн долл., или 50

долл./т, суммарные издержки, включая затраты на сырье и процент на вложенный капитал –

170 долл./т. В качестве товарных продуктов получаются 2,1 млн т дизельного топлива по

цене (с учетом надбавки за качество) – 220 долл./т, 0,7 млн т высококачественной нафты

(сырья для производства этилена и пропилена) – по цене 147 долл./т и 0,1 млн т пропан-

бутановой фракции по цене 180 долл./т. По сути дела, каждая из рассматриваемых

альтернатив является приемлемой. На основании приведенных расчетов можно сделать

вывод, что для такой страны, как Катар, обладающей значительными запасами дешевого

природного газа, могут быть рекомендованы все из рассматриваемых альтернатив.

Правительство Катара и государственная нефтегазовая компания Qatar Petroleum Corp.

сделали ставку на СПГ, собираются строить мощности по производству СЖТ и газопровод

для обеспечения газом промышленных комплексов Абу-Даби и Омана [220].

Случай 2. Транспорт туркменского газа.

Серьезные газовые запасы Туркменистана остаются пока слабо востребованными из-за

отсутствия необходимой инфраструктуры поставок этого газа к местам его потребления.

Немецкими экспертами К.Д. Кауфманном и А.Г.Фальцмейром рассмотрены альтернативы

поставок газа крупнейшего в Туркменистане Даулетабадского месторождения в Китай: 1) по

газопроводу протяженностью 6300 км Даулетабад – Чарджоу – Чимкент – Каракойн –

Урумчи – Ланчжоу – Шанхай (из Туркменистана, через Казахстан, северо-западный и

центральный Китай на побережье Восточно-Китайского моря); 2) по газопроводу из

Даулетабада (Туркменистан) через Афганистан в Карачи (Пакистан), далее строительство

завода по производству СПГ и транспортировка СПГ в Шанхай (9492 км).

Сравнительная оценка альтернатив приведена в табл. 3.45.

Таблица 3.45

Сравнение альтернативных вариантов транспортировки туркменского газа в Китай [221]

Показатели

Возможные объемы транспортировки газа, млрд м

10 20 30 40

Альтернатива 1:газопровод Протяженность, км 6300 6300 6300 6300

Стоимость транспортировки газа, долл./тыс.м

82,8 60,8 51,5 46,1

Альтернатива 2: комбинация газопровода и СПГ

Протяженность газопровода, км 1400 1400 1400 1400

Стоимость транспортировки по газопроводу,

долл./тыс м

18,4 13,3 11,2 10,1

Объем производства СПГ, млн т 7,3 14,6 21,9 29,2

Стоимость транспортировки танкерами-

метановозами, долл./тыс.м

88,2 82,1 76,3 73,4

Общая стоимость транспортировки, долл.тыс. м

106,6 95,4 87,5 83,5

Согласно расчетам экспертов, вариант транспортировки туркменского газа в Китай по

трубопроводу оказался более эффективным, чем комбинированный вариант газопровода и

СПГ.

Случай 3. Транспортировка Сахалинского газа.

Транспортировка природного газа, добываемого на шельфе вблизи северной

279

оконечности о. Сахалин, предусматривается различными способами.

По проекту Сахалин-1 (проектом руководит консорциум во главе с Exxon Mobil Corp.)

предусматривалось газ месторождений Одопту, Аркутун-Даги по транссахалинскому

газопроводу направлять на юг острова, затем по подводному газопроводу через пролив

Лаперуза на японский остров Хоккайдо и далее в район Токио. В последнее время компания

Exxon Mobil Corp. начала переговоры о поставках газа в Китай. Для этого маршрут

газопровода предполагается изменить: направить по о. Сахалин до пункта, где Татарский

пролив имеет наименьшую ширину, затем по дну пролива, по территории России до границы

с Китаем и далее в Северо-Восточный Китай. С целью экономии затрат можно использовать

уже построенный газопровод «Сахалин – Хабаровск». Трасса газопровода окончательно не

утверждена, но ясно одно: операторы проекта Сахалин-1 выбрали газопровод для подачи

газа потребителю.

Согласно проекту Сахалин-2 (осуществляемому консорциумом компаний Royal

Dutch/Shell, Mitsui и Mitsubishi) газ Пильтун-Астохского и Лунского месторождений (на

шельфе близ северной части острова) предполагается направить по транссахалинскому

газопроводу на юг острова, где ведется строительство завода по сжижению. Полученный

СПГ намереваются поставлять в Японию, Южную Корею и, возможно, в США и Мексику.

Соглашения о поставках СПГ энергетическим и газовым компаниям Японии и Ю.Кореи

части предполагаемого производства СПГ уже заключены. В этом проекте опыт компании

Royal Dutch/Shell в области производства и поставок СПГ, а японских компаний – в

строительстве танкеров-метановозов склонил консорциум на выбор варианта с

производством и поставками СПГ. Между тем имеется мнение, что более эффективным мог

быть вариант организации на о. Сахалин производства синтетического жидкого топлива –

диметилового эфира – для использования его как дизельного топлива непосредственно на о.

Сахалин и как энергоносителя в странах-импортерах.

Приведенные случаи говорят о том, что нет заранее обусловленных преимуществ

какой-либо из газовых альтернатив. Каждый раз должны выполняться соответствующие

технико-экономические обоснования, маркетинговые и коммерческие расчеты. В частности,

при принятии решения о стратегии вовлечения в эксплуатацию Штокманского

месторождения могут быть рассмотрены варианты производства и транспортировки СПГ,

транспортировки природного газа по системе газопроводов, включая Северо-Европейский

газопровод, а также комбинированный вариант производства СПГ и транспортировки газа по

газопроводам.

280

Глава 4. Мировая нефтеперерабатывающая промышленность

4.1. Современное состояние и тенденции развития

нефтеперерабатывающей промышленности мира

Мировая нефтепереработка – глобальная, стратегически важная, высокотехнологичная,

капиталоемкая отрасль экономики с богатой историей и долгосрочными планами.

Продукцией нефтеперерабатывающей промышленности являются моторные топлива

(бензин, дизельное топливо, керосин и реактивное топливо, котельно-печное топливо) и

нефтепродукты (кокс, битум, смазочные масла, парафины, растворители и др.). Топлива для

транспорта, полученные из нефти, будут еще долгие годы играть ведущую роль в

удовлетворении энергетических потребностей мира.

В последние годы в мировой нефтеперерабатывающей промышленности происходили

заметные концептуальные, территориальные, структурные сдвиги. Основными факторами

развития нефтеперерабатывающей промышленности являются: рост экономики по регионам

мира, требования экологического характера, объемы поставок и качественные

характеристики исходного сырья – сырой нефти. Для современной нефтеперерабатывающей

промышленности мира характерным является рост суммарных мощностей и объемов

переработки, относительно невысокий уровень показателя рентабельности, рост удельных

капиталовложений, вызванный требованиями к охране окружающей среды и

необходимостью перерабатывать сырье с худшими качественными показателями [222].

Мировые мощности по переработке нефти с 1990 г. традиционно превышают мировые

объемы добычи нефти.

Данные о соотношении между мировой добычей нефти и мощностями по ее

переработке приведены в табл.4.1.

Таблица 4.1

Соотношение между мировой добычей нефти и мощностями по ее переработке в период 1991–2005 гг. [6]

Показатели 1991 г. 1992 г. 1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г.

Добыча, млн т 3157,5 3184,0 3183,1 3225,2 3272,0 3371,5 3469,8 3518,9

Мощности по

переработке, млнт

3741,5 3669,5 3712,0 3778,8 3844,3 3890,0 3992,3 4022,0

Соотношение:

мощность/ добыча

1,185 1,1520 1,166 1,172 1,175 1,154 1,150 1,143

Разница мощностей по

переработке и объемов

добычи, млн. т

584,0 485,5 528,9 553,6 572,3 518,5 522,5 503,1

Продолжение таблицы 4.1

Показатели 1999 г. 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г.

Добыча, млн т 3452,2 3589,6 3580,6 3556,8 3697,0 3787,0 3895,0

Мощности по

переработке, млнт

4072,0 4099,8 4155,0 4195,0 4182,9 4256,0 4285,1

Соотношение:

мощность/добыча

1,179 1,142 1,160 1,179 1,131 1,120 0,110

Разница мощностей по

переработке и объемов

добычи, млн. т

619,8 510,2 574,4 638,2 485,9 470,0 390,1

В последнее время нефтедобывающие страны, прежде всего члены ОПЕК,

осуществляют согласованные действия по сдерживанию добычи нефти с целью поддержания

высоких цен на нефть. Разница между мощностями по переработке и добыче нефти по

сравнению с началом 90-х гг. сократилась с 560–580 млн т до 500–520 млн т., а в последнее

время почти до 400 млн т. Главной причиной явился постепенный переход на путь

интенсивного развития нефтепереработки не только развитых стран, сделавших это уже

несколько десятилетий назад, но и развивающихся стран, где стремительный рост